La prórroga nuclear ya no gira únicamente en torno a la seguridad, los residuos o el calendario de cierre. La continuidad de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030 introduce otra discusión. ¿Cómo debe repartirse el valor económico de esos años adicionales? ¿Qué parte debe llegar al sistema eléctrico o a los consumidores?
El Gobierno renovó en agosto la autorización de las dos unidades mediante la Orden TED/864/2026. Antes, el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) había emitido un informe favorable sujeto a condiciones. El regulador revisó el envejecimiento de los equipos, la gestión de vida de la planta y la capacidad para almacenar el combustible gastado.
Ese aval resuelve la vertiente técnica durante el periodo autorizado. Sin embargo, no determina el régimen económico de la extensión, una cuestión que gana relevancia si otras centrales solicitan modificar el calendario pactado hasta 2035.
Tras la prórroga de Almaraz, el calendario previsto concentra cuatro ceses de reactores en 2030. Almaraz I y II pararían el 8 de junio, Ascó I el 1 de octubre y Cofrentes el 30 de noviembre. Después llegarían Ascó II en septiembre de 2032, Vandellós II en febrero de 2035 y Trillo en mayo de 2035, según el calendario pactado con Enresa. Estas últimas fechas aún requerirán las correspondientes autorizaciones y evaluaciones de seguridad cuando las licencias vigentes no alcancen esos plazos.
Una prórroga nuclear que desbloquea nuevos ingresos
Cuando se acerca el cierre programado de una central, sus previsiones financieras dejan de incorporar ingresos posteriores a ese momento. Si la Administración permite prolongar su explotación, la instalación conserva los mismos reactores, pero obtiene la posibilidad de producir y vender electricidad durante más tiempo. La licencia desbloquea así flujos de caja que antes no existían en el horizonte operativo.
Buena parte de la inversión inicial ya está amortizada, aunque la continuidad no sale gratis. Los titulares deben financiar actuaciones de seguridad, sustituir equipos, comprar combustible y asumir costes de operación, mantenimiento, fiscalidad y regulación. También afrontan el riesgo de averías, indisponibilidades y precios mayoristas insuficientes.
El desmantelamiento y los residuos requieren una precisión adicional. En España, Enresa presta ese servicio público y administra el fondo correspondiente. Las centrales en explotación lo financian mediante una prestación patrimonial. El Gobierno fijó su tarifa unitaria en 10,36 euros por MWh desde julio de 2024. Cubre el desmantelamiento, el combustible gastado y la gestión de residuos prevista en el séptimo Plan General de Residuos Radiactivos, según explica el MITECO.
Entre la rentabilidad empresarial y el interés público
Si las plantas venden toda su producción en el mercado sin un marco adicional, sus propietarios retienen el margen que produzca la extensión. En el extremo contrario, atribuir al Estado todo ese valor ignoraría las nuevas inversiones y los riesgos que aceptan las compañías. El problema consiste en separar una rentabilidad razonable de una posible renta extraordinaria ligada a la decisión administrativa.
La situación se parece a la ampliación de una concesión de infraestructuras. La autorización pública permite explotar durante más años un activo existente, mientras el operador aporta capital y capacidad técnica. Por tanto, el diseño regulatorio debe decidir cómo se distribuyen los riesgos, los beneficios y las obligaciones entre ambas partes.
Europa no ofrece una fórmula única. Bélgica vinculó la extensión de Doel 4 y Tihange 3 a un paquete específico de financiación y reparto de riesgos. El acuerdo también reguló las responsabilidades sobre los residuos y recibió el visto bueno de la Comisión Europea. El precedente muestra que prolongar un reactor puede exigir bastante más que cambiar una fecha en la autorización.
Un contrato por diferencias para la prórroga nuclear
Un contrato por diferencias, conocido como CfD por sus siglas en inglés, permitiría fijar un precio de referencia. Se aplicaría a la electricidad producida durante la prórroga. Ese nivel debería calcularse con información auditada y cubrir, entre otros conceptos:
- la operación y el mantenimiento de la central;
- las mejoras requeridas para mantenerla operativa;
- el combustible y las cargas fiscales aplicables;
- una remuneración razonable para el nuevo capital invertido.
Si el precio del mercado quedara por debajo de la referencia, el mecanismo compensaría al operador según las condiciones acordadas. Si lo superara, la diferencia regresaría al sistema o a los consumidores. El CfD funcionaría así como cobertura en ambas direcciones, no solo como garantía de ingresos para la empresa.
Su diseño tendría que precisar el volumen de energía cubierto, la duración y la indexación de costes. También debería regular las paradas y los incentivos de disponibilidad. Además, podría recompensar cierta flexibilidad operativa, siempre dentro de las limitaciones técnicas y de seguridad de los reactores.
Quién gana y quién pierde con la prórroga nuclear
Mantener generación nuclear durante más tiempo puede reducir el uso de centrales de gas en determinadas horas. También modera la exposición a combustibles importados y aporta potencia síncrona al sistema. El MITECO justificó la extensión de Almaraz por la incertidumbre energética internacional. Además, sostuvo que no elevará el coste para los ciudadanos.
Los consumidores electrointensivos, los centros de datos y los productores de hidrógeno podrían obtener una electricidad mayorista más estable y, en ciertos escenarios, más barata. Parte de la producción también podría asignarse a la industria mediante procedimientos competitivos o emplearse para reducir la factura de consumidores vulnerables. Cualquier esquema tendría que respetar las reglas de competencia y ayudas de Estado.
No todos los efectos serían favorables. Más producción nuclear puede reducir el precio de captura de la fotovoltaica. El riesgo aumenta con frecuentes excedentes solares, almacenamiento insuficiente y una demanda que avanza con lentitud. A su vez, una menor diferencia entre las horas baratas y caras podría recortar los ingresos esperados de algunas baterías.
Esto no convierte la discusión en un duelo entre nuclear y renovables. El punto de fricción enfrenta a centrales maduras, con gran parte de su inversión recuperada, y nuevos activos que necesitan señales de precio suficientes. Estas señales deben financiar renovables, almacenamiento y flexibilidad. Una prórroga mal calibrada puede aliviar el mercado a corto plazo y complicar la inversión posterior.
El debate económico pendiente
La continuidad de Almaraz confirma que la operación de una central no depende solo de su edad. También influyen su seguridad, su encaje en el sistema y la vigencia de la autorización administrativa. Cada año añadido puede generar un valor considerable.
Los propietarios deben recuperar el capital adicional y obtener una rentabilidad proporcionada al riesgo. A cambio, los consumidores deberían participar en los beneficios que excedan esa remuneración. Ese reparto cobra especial relevancia cuando el mercado supera el precio necesario para mantener la planta.
España ya ha discutido las condiciones de seguridad, la fiscalidad y la gestión de residuos. Si las solicitudes alcanzan al resto del parque, deberá definir un marco económico transparente para la prórroga nuclear. Ese modelo no debería debilitar las inversiones que sostendrán el sistema eléctrico después del cierre de las centrales.
