La autorización para que Almaraz continúe operando hasta junio de 2030 ha desplazado el debate nuclear hacia Ascó y Cofrentes, los dos siguientes reactores que deberían detenerse según la planificación vigente. El Gobierno sostiene que la decisión extremeña tiene un alcance limitado y no modifica el resto del calendario, pero los datos de generación de Cataluña y la Comunidad Valenciana obligan a concretar cómo se sustituirá esa producción.
La discusión llega, además, en un momento sensible para el sistema eléctrico. Red Eléctrica ha recurrido varias veces durante 2026 al Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), mediante el que determinados consumidores reducen temporalmente su consumo a cambio de una retribución. La repetición de estas activaciones no demuestra por sí sola que España necesite prolongar las centrales nucleares, aunque sí devuelve al primer plano la disponibilidad de potencia firme, las reservas y la capacidad de respuesta ante desequilibrios.
Almaraz altera el primer tramo del cierre nuclear
Mediante la Orden TED/864/2026, publicada el 14 de agosto, el Gobierno renovó la autorización de explotación de los dos reactores de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030. Antes de esta resolución, la unidad I debía cesar en noviembre de 2027 y la unidad II, en octubre de 2028.
Las propietarias, Iberdrola, Endesa y Naturgy, solicitaron la ampliación en octubre de 2025. El Consejo de Seguridad Nuclear emitió en julio de 2026 un informe favorable sujeto a condiciones, tras revisar la documentación técnica y el plan de continuidad de la planta. Con ese dictamen, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico autorizó la prórroga por 31 meses para Almaraz I y 19 meses para Almaraz II.
El Gobierno presenta la medida como una excepción acotada. La orden mantiene el cierre definitivo del parque español en 2035 y afirma que no cambia las fechas previstas para las demás centrales. Sin embargo, la resolución también reconoce una consecuencia energética medible: en 2030, la continuidad de Almaraz reduciría un 7 % la generación con ciclos combinados frente al escenario del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, mientras que la producción renovable descendería un 1,4 %.
Por tanto, la prórroga aporta generación programable y reduce el recurso al gas, pero también ocupa una parte del espacio que habría correspondido a las renovables. El Ministerio añade que su contribución a la operación del sistema será limitada y que España deberá continuar reforzando las redes, el almacenamiento y los demás recursos necesarios para garantizar la seguridad del suministro.
El SRAD vuelve a poner el foco sobre las reservas
Según el registro de activaciones de ESIOS, la última orden del SRAD fue la quinta registrada en 2026 y la cuarta en alrededor de 35 días. Red Eléctrica emplea este servicio cuando necesita recuperar reserva de regulación mediante una reducción rápida de la demanda. Los participantes conocen de antemano esa obligación, ofrecen su disponibilidad en una subasta y reciben una compensación económica.
Conviene distinguir este instrumento de un corte imprevisto. El SRAD no equivale a un apagón industrial ni implica que el operador desconecte empresas de forma indiscriminada. Se trata de un recurso de balance previsto en la regulación, aunque la frecuencia reciente de sus activaciones ha intensificado la discusión sobre la holgura con la que funciona el sistema.
Este contexto influye en el debate nuclear, pero no establece una relación causal directa. Los siete reactores españoles continúan en servicio y la retirada escalonada todavía no ha comenzado. La pregunta es: ¿qué combinación de renovables, almacenamiento, redes, interconexiones, gestión de la demanda y generación firme estará disponible cuando llegue 2030?
Ascó y Vandellós sostienen más de la mitad de la electricidad catalana
Buena parte de la presión política y empresarial se concentra en Cataluña por el peso regional de sus centrales. Según la memoria anual de la Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, los reactores Ascó I, Ascó II y Vandellós II produjeron 22.812 GWh netos en 2025.
Ese volumen cubrió el 50,6 % de la demanda eléctrica de Cataluña y representó el 58,8 % de toda la electricidad generada dentro de la comunidad. En el conjunto peninsular, las tres unidades aportaron el 8,9 % de la producción neta. Las cifras distinguen dos magnitudes que a menudo se mezclan: una cosa es el consumo catalán y otra, la energía producida dentro del territorio.
La patronal Foment del Treball ha pedido que cualquier revisión del calendario incluya Ascó y Vandellós. Su argumento combina el peso de estas centrales con el retraso regional en renovables, almacenamiento, redes e interconexiones. El sector empresarial teme que la capacidad sustitutiva no llegue al mismo ritmo que las clausuras previstas.
Cofrentes aporta cerca de la mitad de la generación valenciana
La central de Cofrentes ocupa una posición semejante en la Comunidad Valenciana. En 2025 produjo 7.434,26 GWh brutos, equivalentes al 2,9 % de la generación eléctrica peninsular y a alrededor de la mitad de la electricidad producida en la autonomía, según los datos publicados por la propia instalación a partir de cifras provisionales de Red Eléctrica.
El reactor permaneció conectado a la red durante el 81,88 % de las horas del año y generó el 14,35 % de toda la electricidad nuclear española. Su potencia y su volumen anual convierten su eventual retirada en una operación de escala regional, no en la mera eliminación de una unidad dentro del conjunto nacional.
En 2025, las nucleares aportaron el 19 % de la electricidad generada en España, por detrás de la eólica, que alcanzó el 21,6 %, según el informe anual de Red Eléctrica. El promedio estatal, sin embargo, oculta una dependencia territorial mucho más elevada en Cataluña y la Comunidad Valenciana.
Cuatro reactores quedarían concentrados en 2030
Tras la ampliación de Almaraz, el calendario concentra cuatro cierres en un mismo ejercicio si no se presentan y autorizan nuevas solicitudes:
- Almaraz I y II: 8 de junio de 2030
- Ascó I: octubre de 2030
- Cofrentes: noviembre de 2030
- Ascó II: septiembre de 2032
- Vandellós II: febrero de 2035
- Trillo: mayo de 2035
La secuencia procede del protocolo de cierre ordenado y del Séptimo Plan General de Residuos Radiactivos, con la modificación introducida para Almaraz. Que cuatro reactores terminen su explotación durante 2030 no significa que sus desmantelamientos arranquen y avancen exactamente a la vez, pero sí concentra decisiones técnicas, regulatorias, laborales y financieras en un periodo muy estrecho.
Las compañías titulares deben solicitar cualquier nueva prórroga. Después, el Consejo de Seguridad Nuclear evalúa las condiciones de seguridad y el Gobierno resuelve la autorización. Las elecciones generales previstas, como máximo, para 2027 sitúan buena parte de ese proceso en la próxima legislatura.
El Partido Popular ha defendido de forma expresa que las propietarias puedan pedir la continuidad de Ascó y Cofrentes. Por su parte, el Ejecutivo mantiene que el expediente de Almaraz responde a circunstancias concretas y no abre automáticamente la puerta al resto del parque. La diferencia entre ambas posiciones marcará la negociación energética de los próximos años.
Generación firme, renovables y gas
Sustituir producción no consiste en igualar megavatios
El Gobierno confía en que el avance de las renovables permita sustituir la producción nuclear. Para que esa transferencia conserve la seguridad del sistema no basta con instalar la misma cantidad de megavatios nominales. La eólica y la fotovoltaica dependen del recurso disponible, de modo que necesitan el apoyo de almacenamiento, interconexiones, demanda flexible, redes reforzadas y tecnologías capaces de cubrir periodos con poca producción renovable.
Por contraste, la nuclear aporta producción continua y programable, pero dispone de menos flexibilidad para adaptarse a las horas con abundante generación solar o eólica. Los ciclos combinados ofrecen una respuesta más modulable, aunque consumen gas, emiten dióxido de carbono y trasladan al mercado parte de la volatilidad internacional del combustible.
El respaldo con gas depende del ritmo de sustitución
Si el cierre nuclear avanza antes que las infraestructuras sustitutivas, el sistema puede recurrir más al gas y elevar tanto sus emisiones como su exposición a precios exteriores. Cuando la sustitución llega a tiempo, esa dependencia puede reducirse. La disyuntiva no se resuelve con una comparación aislada entre tecnologías, sino con potencia disponible por hora, capacidad de red, reservas, almacenamiento y fechas de entrada en servicio.
Los ecologistas rechazan el precedente de Almaraz
Organizaciones antinucleares han respondido con severidad a la prórroga extremeña. Greenpeace considera que el Gobierno ha cedido ante los intereses de las grandes eléctricas y teme que la excepción retrase inversiones renovables. Ecologistas en Acción interpreta la decisión como un incumplimiento de la planificación energética y advierte de los costes futuros asociados a los residuos y al desmantelamiento.
Estas entidades sostienen que la transición requiere respetar fechas conocidas con antelación para movilizar inversiones alternativas. Al mismo tiempo, algunas voces del movimiento ecologista dudan de que un futuro Ejecutivo mantenga intacto el calendario después de haber aceptado la continuidad de Almaraz. La misma decisión que rechazan se ha convertido, para ellas, en la prueba de que el plan puede volver a modificarse.
La fiscalidad condicionará las próximas solicitudes
Almaraz obtuvo su ampliación después de que sus propietarias presentaran la petición sin exigir una rebaja tributaria. El sector nuclear, sin embargo, mantiene abierta esa disputa. Foro Nuclear calcula que los impuestos y tasas representan cerca del 75 % de los costes variables de las centrales y que esa carga ha aumentado más de un 70 % durante los últimos cinco ejercicios.
Son estimaciones de la propia industria, que reclama cambios regulatorios, económicos y fiscales para prolongar la explotación. La experiencia de Almaraz no garantiza que las compañías acepten las mismas condiciones en Ascó o Cofrentes. Antes de llegar al análisis técnico del Consejo de Seguridad Nuclear, los propietarios deberán decidir si las plantas resultan viables bajo el marco económico vigente.
La autorización de Almaraz no ha reescrito jurídicamente todo el calendario nuclear, pero sí ha creado un precedente administrativo y político. Ascó y Cofrentes aportan un volumen de electricidad demasiado elevado en sus comunidades como para abordar su cierre mediante porcentajes nacionales. Si el Gobierno mantiene 2030, tendrá que mostrar con proyectos, potencia y plazos qué recursos ocuparán su lugar. En cambio, si acepta nuevas prórrogas, deberá explicar su duración, su coste y su encaje con el despliegue renovable.
