{"id":170662,"date":"2026-08-18T14:39:30","date_gmt":"2026-08-18T12:39:30","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=170662"},"modified":"2026-08-18T14:39:34","modified_gmt":"2026-08-18T12:39:34","slug":"almaraz-gas-precios-vertidos-renovables-mercado-capacidad","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/almaraz-gas-precios-vertidos-renovables-mercado-capacidad\/","title":{"rendered":"La pr\u00f3rroga de Almaraz hasta 2030: gas, precios, vertidos renovables y mercado de capacidad"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 18 de agosto de 2026. La pr\u00f3rroga de la central nuclear de Almaraz hasta junio de 2030 reduce a corto plazo la exposici\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico al gas y a sus precios. A la vez, aumenta la presi\u00f3n para integrar una capacidad renovable creciente y puede elevar el riesgo de vertidos, mientras cambia los supuestos con los que se dimensiona el futuro mercado de capacidad.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - nuclear renovables almacenamiento flexibilidad<\/a><\/div>\n

Una decisi\u00f3n con consecuencias medibles<\/h2>\n

El Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico renov\u00f3 mediante la Orden TED\/864\/2026 la autorizaci\u00f3n de explotaci\u00f3n de las dos unidades de la central nuclear de Almaraz<\/strong>, que podr\u00e1n operar hasta el 8 de junio de 2030, despu\u00e9s del informe favorable emitido el 16 de julio por el Consejo de Seguridad Nuclear. La nueva fecha sustituye al calendario anterior, que situaba el cese de Almaraz\u00a0I el 1 de noviembre de 2027 y el de Almaraz\u00a0II el 31 de octubre de 2028. La extensi\u00f3n supone alrededor de 31 meses adicionales para la primera unidad y 19 meses para la segunda.<\/p>\n

Los dos reactores suman 2094\u00a0MW de potencia el\u00e9ctrica bruta. En 2025 produjeron 15\u00a0369\u00a0GWh brutos, equivalentes aproximadamente al 7% de la demanda el\u00e9ctrica espa\u00f1ola, y 14\u00a0752\u00a0GWh netos: 7649\u00a0GWh en Almaraz\u00a0I y 7103\u00a0GWh en Almaraz\u00a0II. Para estimar la cantidad de gas necesaria para sustituir esa producci\u00f3n resulta m\u00e1s adecuado utilizar la generaci\u00f3n neta, que representa la electricidad entregada por la central.<\/p>\n

Mantener esta producci\u00f3n durante m\u00e1s tiempo tiene efectos sobre la necesidad de generaci\u00f3n con gas, los precios del mercado el\u00e9ctrico<\/strong> y las emisiones, pero tambi\u00e9n sobre la integraci\u00f3n de las renovables y sobre las necesidades de potencia firme del sistema.<\/p>\n

\u00bfCu\u00e1nto gas ser\u00eda necesario para sustituir Almaraz?<\/h2>\n

Un escenario de sustituci\u00f3n completa permite dimensionar la magnitud. Si los 14\u00a0752\u00a0GWh netos que produjo Almaraz en 2025 tuvieran que generarse \u00edntegramente mediante ciclos combinados, tomando como hip\u00f3tesis un rendimiento de entre el 50% y el 55%, ser\u00edan necesarios entre 27 y 30\u00a0TWh de gas natural al a\u00f1o.<\/p>\n

Este c\u00e1lculo debe entenderse como un techo te\u00f3rico de referencia, no como una previsi\u00f3n del incremento real del consumo de gas tras el cierre. En la pr\u00e1ctica, esa producci\u00f3n se sustituir\u00eda mediante una combinaci\u00f3n de nueva generaci\u00f3n renovable<\/strong>, almacenamiento de energ\u00eda<\/strong>, hidr\u00e1ulica<\/strong>, interconexiones<\/strong>, gesti\u00f3n de la demanda<\/strong> y ciclos combinados<\/strong>.<\/p>\n

La magnitud del escenario es, aun as\u00ed, significativa. En 2025, las entregas de gas al sector el\u00e9ctrico espa\u00f1ol alcanzaron 99,7\u00a0TWh. Los 27-30\u00a0TWh del escenario de sustituci\u00f3n completa representar\u00edan aproximadamente un aumento de entre el 27% y el 30% del consumo anual de gas para la generaci\u00f3n de electricidad.<\/p>\n

Tomando como referencia un precio del gas<\/strong> de 60\u00a0\u20ac\/MWh, adquirir ese volumen tendr\u00eda un coste de aproximadamente 1620-1800\u00a0millones de euros al a\u00f1o. A ello se a\u00f1adir\u00eda el coste de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong>. Como referencia de orden de magnitud, la agrupaci\u00f3n Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT) estima que los 15\u00a0369 GWh de producci\u00f3n bruta de Almaraz en 2025 evitaron 5,5\u00a0millones de toneladas de CO2<\/sub>.<\/p>\n

Del consumo de gas al precio del mercado el\u00e9ctrico<\/h2>\n

El efecto de Almaraz sobre los precios no depende \u00fanicamente del volumen de energ\u00eda que produce. Al mantenerse disponible, reduce la demanda residual que deben atender otras tecnolog\u00edas y, en determinadas horas, limita la necesidad de recurrir a los ciclos combinados.<\/p>\n

La relevancia de este efecto aumenta cuando el gas y los derechos de emisi\u00f3n cotizan a precios elevados. En la semana del 10 de agosto, los futuros de gas TTF para el Front\u2011Month en el mercado ICE se situaron entre 58,73\u00a0\u20ac\/MWh y 61,42\u00a0\u20ac\/MWh y los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> para diciembre de 2026, entre 81,79\u00a0\u20ac\/t y 82,75\u00a0\u20ac\/t.<\/p>\n

Con un gas de referencia de 60\u00a0\u20ac\/MWh y un CO2<\/sub> en torno a 82\u00a0\u20ac\/t, el coste de producir electricidad mediante un ciclo combinado se sit\u00faa, seg\u00fan su rendimiento, aproximadamente entre 139\u00a0\u20ac\/MWh y 153\u00a0\u20ac\/MWh solo por combustible y emisiones.<\/p>\n

La comparaci\u00f3n con el mercado muestra la importancia de esa estructura de costes. En la semana del 10 de agosto, el mercado el\u00e9ctrico espa\u00f1ol registr\u00f3 un precio promedio de 128,92\u00a0\u20ac\/MWh. Cuando los ciclos combinados son necesarios y determinan el precio marginal, las cotizaciones del gas y del CO2<\/sub> pasan a tener una influencia directa sobre el precio de casaci\u00f3n en esas horas.<\/p>\n

Por ello, mantener Almaraz reduce la exposici\u00f3n potencial del mercado espa\u00f1ol a episodios de precios elevados del gas. La propia orden de renovaci\u00f3n se\u00f1ala que la extensi\u00f3n contribuye, de forma coyuntural, a moderar la exposici\u00f3n del sistema y de los consumidores a picos procedentes de los mercados internacionales de gas natural.<\/p>\n

M\u00e1s nuclear tambi\u00e9n exige m\u00e1s flexibilidad para integrar renovables<\/h2>\n

La otra cara del equilibrio aparece en las horas de elevada producci\u00f3n fotovoltaica<\/strong> y e\u00f3lica<\/strong> y baja demanda el\u00e9ctrica<\/strong>. Mantener m\u00e1s generaci\u00f3n nuclear disponible reduce el espacio que queda para integrar el resto de la producci\u00f3n. Si el sistema no dispone de suficiente almacenamiento, capacidad de exportaci\u00f3n, redes y demanda flexible, puede aumentar el riesgo de vertidos de energ\u00edas no gestionables como la e\u00f3lica y la fotovoltaica.<\/p>\n

Desde el punto de vista del mercado, la dificultad para absorber toda la generaci\u00f3n disponible en determinadas horas aumenta la presi\u00f3n hacia precios cero o negativos y acent\u00faa la canibalizaci\u00f3n<\/strong> de los precios capturados<\/strong> por las tecnolog\u00edas renovables. Acelerar el almacenamiento y desplazar consumo hacia esas horas permite aprovechar una mayor parte de la energ\u00eda renovable y reducir este efecto.<\/p>\n

2030 concentra m\u00e1s de 4000\u00a0MW de cierres nucleares<\/h2>\n

La extensi\u00f3n de Almaraz no modifica, por ahora, el horizonte de cierre del conjunto del parque nuclear espa\u00f1ol en 2035, pero s\u00ed concentra una parte importante del relevo en 2030.<\/p>\n

Almaraz finalizar\u00eda su operaci\u00f3n en junio. El calendario vigente sit\u00faa tambi\u00e9n en 2030 el cierre de Asc\u00f3\u00a0I, en octubre, y Cofrentes, en noviembre. Almaraz aporta 2094\u00a0MW y Asc\u00f3\u00a0I y Cofrentes tienen alrededor de 1000\u00a0MW cada una, por lo que m\u00e1s de 4000\u00a0MW de potencia nuclear saldr\u00edan del sistema en menos de seis meses.<\/p>\n

Esta concentraci\u00f3n convierte los pr\u00f3ximos a\u00f1os en un per\u00edodo decisivo. No se trata de sustituir cada megavatio nuclear por un megavatio de una tecnolog\u00eda determinada, sino de disponer de un sistema capaz de cubrir la demanda en todas las horas. Para ello, el crecimiento de la fotovoltaica y la e\u00f3lica debe avanzar acompa\u00f1ado por almacenamiento con bater\u00edas y bombeo, refuerzo de las redes, nuevas interconexiones y una mayor flexibilidad de la demanda.<\/p>\n

Almaraz cambia el dimensionamiento, no la necesidad del mercado de capacidad<\/p>\n

La nueva fecha de cierre de Almaraz modifica uno de los supuestos relevantes para dimensionar el futuro mercado de capacidad<\/strong>. Los an\u00e1lisis que justificaron la necesidad del mecanismo contemplaban la salida de Almaraz\u00a0I en 2027 y de Almaraz\u00a0II en 2028, precisamente en un per\u00edodo en el que se identificaban riesgos de cobertura.<\/p>\n

Mantener aproximadamente 2\u00a0GW de potencia nuclear hasta junio de 2030 cambia ese escenario y puede hacer necesario actualizar las necesidades de capacidad antes de convocar las primeras subastas. La propia orden que autoriza la prolongaci\u00f3n de la operaci\u00f3n de Almaraz hasta 2030 estima un 7% menos de generaci\u00f3n con ciclos combinados respecto al escenario del PNIEC, lo que confirma que la pr\u00f3rroga modifica las necesidades de generaci\u00f3n firme durante esos a\u00f1os.<\/p>\n

Actualizar correctamente el dimensionamiento del mecanismo es necesario, pero no deber\u00eda retrasar innecesariamente su puesta en funcionamiento. El mercado de capacidad sigue siendo fundamental para dar se\u00f1ales de inversi\u00f3n al almacenamiento, la gesti\u00f3n de la demanda y otros recursos que deber\u00e1n aportar firmeza y flexibilidad a medida que avance la retirada nuclear. La pr\u00f3rroga de Almaraz modifica las necesidades de capacidad durante los pr\u00f3ximos a\u00f1os, pero no elimina la necesidad de preparar el sistema para cuando esa potencia firme deje de estar disponible.<\/p>\n

Previsiones de largo plazo y almacenamiento para preparar el relevo<\/h2>\n

En este contexto, AleaGreen<\/strong>, la divisi\u00f3n de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> especializada en previsiones de largo plazo<\/a>, proporciona curvas de precios de los mercados de energ\u00eda con horizontes de hasta 40 a\u00f1os. Estas previsiones permiten analizar escenarios de cierre nuclear, evoluci\u00f3n de la capacidad renovable y del almacenamiento, demanda, interconexiones y precios del gas y del CO2<\/sub>, y evaluar su impacto sobre los precios futuros.<\/p>\n

Por su parte, AleaStorage<\/strong>, la divisi\u00f3n especializada en almacenamiento de energ\u00eda<\/a>, analiza los ingresos, la rentabilidad y el dimensionamiento de proyectos de bater\u00edas y sistemas h\u00edbridos. La necesidad de reducir los vertidos, la volatilidad de los precios y el futuro mercado de capacidad ampl\u00edan las fuentes potenciales de valor del almacenamiento y refuerzan su papel como elemento de flexibilidad del sistema.<\/p>\n

Las decisiones de inversi\u00f3n que deben tomarse ahora determinar\u00e1n si en 2030 existe suficiente capacidad renovable integrable, almacenamiento y flexibilidad para afrontar la concentraci\u00f3n de cierres nucleares sin aumentar la dependencia del gas.<\/p>\n

Construir el nuevo sistema antes de retirar el anterior<\/h2>\n

La pr\u00f3rroga de Almaraz no resuelve por s\u00ed sola los desaf\u00edos de la transici\u00f3n energ\u00e9tica<\/strong>. Reduce durante los pr\u00f3ximos a\u00f1os la necesidad potencial de generaci\u00f3n con gas y la exposici\u00f3n a su volatilidad, pero tambi\u00e9n exige gestionar mejor la convivencia entre generaci\u00f3n nuclear y una capacidad renovable creciente y obliga a revisar las necesidades de potencia firme que deber\u00e1 cubrir el mercado de capacidad.<\/p>\n

El reto es aprovechar este margen para acelerar las inversiones que ya son necesarias: fotovoltaica, e\u00f3lica, bater\u00edas y bombeo, redes, interconexiones y gesti\u00f3n de la demanda, junto con la puesta en funcionamiento de un mercado de capacidad correctamente dimensionado.<\/p>\n

La transici\u00f3n energ\u00e9tica ser\u00e1 m\u00e1s segura y competitiva si el nuevo sistema est\u00e1 preparado antes de retirar una parte relevante del anterior. La extensi\u00f3n de Almaraz ampl\u00eda el margen para conseguirlo. Ahora ese margen debe convertirse en inversi\u00f3n.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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