El tren de hasta ocho borrascas con el que ha empezado el año 2026 ha permitido, en el ámbito de la energía, que la generación de electricidad de origen renovable vuelva a superar el umbral del 50% de la producción total, después de cerrar 2025 ligeramente por debajo por primera vez desde 2022. La energía eólica y muy notablemente la hidráulica han acorralado en las primeras semanas del año el uso del gas natural y abaratado precios en una composición del mix eléctrico que de esta manera queda muy sujeta a fuentes de energía intermitentes. Para la mayo o junio se espera la primera gran decisión sobre una fuente de energía constante como es la nuclear, porque para entonces se espera el informe del Consejo de Seguridad Nuclear sobre la prórroga de la central de Almaraz.
El año 2025 cerró con un dato llamativo con respecto a los años anteriores pero que en buena medida tiene que ver con el gran evento energético del año, el apagón del 28 de abril. Por primera vez desde 2022, el año cerraba con el dato de que menos de la mitad de la electrididad consumida se generó con energías renovables. Se quedó cerca del umbral, en el 48,9%, pero por debajo de la barrera de 50% que en 2023 supuso un hito histórico -50,4% de generación renovable entonces- y que continuó en 2024, con el 56%.
El dato de la generación renovable con comparación con la no renovable tiene que ver con el mayor consumo de gas natural que desde el apagón de 2025 ha impuesto Red Eléctrica para producir electricidad, como una manera de dar respaldo al sistema y hacerlo depender en menor medida de las fuentes renovables, en particular eólica y fotovoltaica, que de momento no son capaces de controlar la tensión en la misma medida que las centrales nucleares, de ciclo combinado (gas) y las centrales hidráulicas. A este respecto, José María González Moya, director general de APPA Renovables, la mayor asociación del sector, denunciaba en una entrevista a este periódico en diciembre que la llamada operación reforzada que aplica Red Eléctrica desde el apagón está «expulsando» a las renovables del sistema eléctrico, lo que conlleva un encarecimiento del precio de la luz.
El panorama ha cambiado en buena medida en las primeras semanas de 2026. No porque Red Eléctrica haya cesado en la operación reforzada, que continúa y entre y mayo y diciembre de 2025 supuso 516 de los 23.600 millones del coste total del sistema eléctrico, según los últimos datos del operador, que ya advirtió de que continuará hasta que haya medidas sólidas para controlar la tension de la red que se desmandó hasta llevar a cero eléctrico del 28 de abril. El motivo es que las intensas lluvias y el fuerte viento han convertido a la energía eólica y la energía hidráulica -ambas renovables- en los principales motores para producir electricidad.
Como consecuencia del temporal que ha permitido esto, la fotovoltaica se ha mantenido en un lugar muy discreto -antes de que, como sucede de forma cíclica, vuelva previsiblemente a dominar la generación eléctrica en primavera-, mientras que muchos días de lo que va de año apenas ha quedado espacio para el gas natural, la tecnología más cara, que encarece el conjunto y a la que es necesario recurrir cuando el resto no son suficientes para dar respuesta a la demanda.
A pesar del frío que también ha hecho en este arranque del año -que supone más calefacción y, por tanto, más consumo, en este caso, eléctrico-, el viento y las lluvias han permitido tener suficiente electricidad como para que la participación del gas natural haya sido más reducida, si bien, ha contribuido a subir el precio del conjunto, de acuerdo con el sistema marginal de fijación de precios de la electricidad.
Por ejemplo, el día 4 de febrero, la jornada que ilusta la imagen superior sobre la contribución de las distintas tecnologias a la generación de electricidad, la eólica representó el 34,33% y la hidráulica, el 23,85% -superando por sí mismas la barrera del 50% que no superaron las renovables en el cómputo anual de 2025-, mientras que el gas natural contribuyó en un 7,6%, según datos de Red Eléctrica.
Esta imagen ha sido habitual en todos estos días de temporal continuado, en los que la entrada de renovables también está teniendo un reflejo en el precio de la electricidad. De acuerdo a los resultados del mercado diario de venta mayorista de electricidad de OMIE, el 8 de febrero el precio medio del MWh fue de 5,92 euros; el 9 de febrero, de 20,95 euros; el 10 de febrero, de 4,69 euros y un día después, el 11 de febrero, 4,23 euros.
La decisión sobre la prórroga de Almaraz, para primavera
El respiro que la gran cantidad de generación de electricidad con tecnologías renovables ha dado a la factura de la luz, sin embargo, sigue sin ser uniforme. Ha tenido que ser una sucesión de borrascas que, junto con graves daños materiales e incluso humanos, hayan hecho que soplara más viento y que los embalses estuvieran más llenos de agua con que generar electricidad en las centrales hidroeléctricas. Frente a esta situación, la energía nuclear -que no es verde pero sí «limpia», según subrayan sus defensores- vuelve a aparecer como una tecnología de producción constante, autóctona y que, a diferencia del gas natural, no dispara los precios de la electricidad.
En febrero, las centrales nucleares han producido entre el 21 y el 23% de la electricidad que se han consumido cada día y en enero llegó a picos de 25%, superando el 20% de la generación diaria en torno al que se mueve la media anual. A diferencia de la hidráulica y la eólica -y la fotovoltaica, tan potente en otros momentos del año- las centrales nucleares tiene una tasa de disponibilidad más elevada, que en 2024 fue de 88,51% de las horas anuales.
En este escenario, el sector energético espera para dentro de unos meses la gran primera decisión que se tomará sobre la prórroga nuclear, en este caso de la central de Almaraz. Sus dos reactores son los únicos de los que de momento se estudia el alargamiento de la vida útil, aunque la CEOE ya ha dejado claro que, después de la central extremeña, debería ir las otras cuatro. Hace unos días, el CEO de Iberdrola España, Mario Ruiz Tagle, apuntó que están «dispuestos a analizar la realidad» más allá del calendario de cierre pactado en 2019, que prevé una clausura escalonada hasta 2035.
El expediente para la prórroga de la central nuclear de Almaraz, que sus propietarias solicitaron formalmente a final de octubre, se encuentra en estos momentos en el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), el encargado de realizar la evaluación eminentemente «técnica» de si sus dos reactores pueden seguir funcionando más allá de su vida útil fijada, noviembre de 2027 y octubre de 2028.
En concreto, hasta 2030, el tiempo extra que han pedido sus accionistas, Iberdrola, Endesa y Naturgy, que coincide con el plazo de diez años por los que el CSN concede las licencias de operación de las centrales. Tras firmar en 2019 el calendario de cierre, las propietarias de los dos reactores de Almaraz solicitaron solo autorización por los años que quedaban hasta la fecha de clausura prevista, 2027 y 2028, de modo que estirar su actividad hasta 2030 está dentro de la década a la que ya entonces el CSN dio luz verde.
Este es el argumento que sostiene la previsión que se hace desde las mismas propietarias de que el informe del CSN será positivo hacia la prórroga, algo que se espera para los meses de mayo o junio. Aunque pueda parecer que para entonces habrá pasado demasiado tiempo desde que la mitad de noviembre la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, envió el expediente al CSN y este empezó a estudiarlo, en el sector lo ven un «plazo razonable» para tratarse del mundo nuclear, donde los tiempos son mucho más largos. Más bien se ve como un «plazo corto» que el informe técnico esté listo, como esperan, ya enfilando el final de la primavera.
De momento, los técnicos en seguridad nuclear solicitaron en diciembre a la dirección de Almaraz información sobre el combustible gastado -dado que una prórroga lo aumentaría-, sobre la gestión del envejecimiento de las estructuras y justificar la validez de los planes de seguridad para 10 años, para tomar una decisión que será técnica, y el sector espera que favorable, y que dejará en el tejado de Aagesen la decisión política que deberá tomarse al final, sobre si prorrogar o no Almaraz.
A pesar de las reticencias del Gobierno, fuentes del sector eléctrico ven tan claro que el informe del CSN será positivo y la necesidad de mantener la producción de electricidad con energía nuclear que consideran que los técnicos harán el «favor» a Aagesen de apuntar en ese sentido, para que ella pueda justificar el cambio desde querer cerrar las centrales nucleares a que sigan funcionando para asegurar el suministro y que la resisencia del sistema eléctrico.
Hasta entonces, la posición oficial de las eléctricas propietarias es no pronunciarse y seguir cada paso de los que ya se han ido dando en silencio. Quienes no lo guardan son los habitantes de la zona de Almaraz, cuya economía depende en buena medida de la central. Ni la quincena de alcaldes del Campo Arañuelo, incluido el de Almaraz, el socialista Juan Antonio Díaz, que el lunes pasado viajó a Madrid para entregar personalmente en Moncloa una carta en la que piden al presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, que «reconsidere» el cierre nuclear y muestran su preocupación por manifestaciones de miembros del Ejecutivo en contra de la prórroga que está en estudio en estos momentos.
Alcaldees del PSOE, del PP y de Levanta Extremadura firman una misiva que advierte del «impacto reversible» del cierre de Almaraz para una comarca muy afectada por la despoblación. «Instamos al presidente a que reconsidere una decisión que no responde ni a criterios técnicos ni económicos, sino a un posicionamiento político fijado hace tiempo que corre el riesgo de ignorar una realidad que cumple escrupulosamente los criterios establecidos por el propio Gobierno», afirmó a las puertas de Moncloa el presidente de la Plataforma ‘Sí a Almaraz. Sí al futuro», Fernando Sánchez.
