España lleva años construyendo su reputación como potencia renovable europea. Desde 2022, ha sumado más de 20 GW de capacidad fotovoltaica, y el viento y el sol ya cubren cerca de cuatro de cada diez kilovatios que consume el país.
Por eso resultó llamativo que, el pasado agosto, el mismo gobierno que había hecho del cierre nuclear una seña de identidad decretara ampliar tres años la vida de las centrales de Almaraz. Un ejecutivo que prometía el fin de lo nuclear acaba de hacer lo contrario. Lo que ha cambiado en el camino es lo que este artículo explica.
Un giro de política que nadie esperaba
El decreto del 14 de agosto llegó sin grandes anuncios. El gobierno amplió tres años la vida de las dos centrales de Almaraz, que suman una capacidad combinada de unos 2 GW. El cierre estaba fijado para 2027 según el acuerdo de coalición firmado en 2019, y mantenerlas abiertas contradice uno de los compromisos más visibles de aquel pacto.
La decisión ha generado fricciones internas notables. La coalición gobernante tiene una mayoría muy ajustada, y aplazar el cierre nuclear ha enfrentado a sus socios. El decreto oficial atribuye la medida a «la crisis en Oriente Medio», aunque los expertos apuntan a razones más estructurales: la necesidad de estabilizar una red eléctrica que ha crecido más rápido que su infraestructura de soporte.
Europa replantea su relación con lo nuclear
España no ha tomado esta decisión en el vacío. Antes incluso de la invasión rusa de Ucrania en 2022, varios países de la Unión Europea ya revisaban sus planes de abandono nuclear. La guerra aceleró ese proceso: los precios de la electricidad se dispararon cuando los países europeos buscaron alternativas al gas ruso.
El mapa ha cambiado con rapidez. Suecia incorporó la nuclear a sus objetivos energéticos en 2023. Bélgica derogó su ley de abandono nuclear en 2025. Francia canceló el cierre de más de una docena de reactores y elevó sus metas para la energía atómica, mientras Polonia planea construir sus primeras plantas en 2028.
En España, la nuclear ha mantenido una participación estable de alrededor del 20 % en el mix eléctrico. Ofrece precios relativamente estables frente al gas natural y una carga base fiable en una red que integra cada vez más energía solar y eólica, cuya producción varía con el tiempo.
El apagón ibérico como punto de inflexión
El 28 de abril de 2025 quedará en la memoria del sector energético español. Una cascada de oscilaciones de potencia, vacíos de tensión y fallos en el control de potencia reactiva desconectó la red en cadena, dejando sin electricidad a más de 60 millones de personas durante unas 12 horas.
Las causas técnicas apuntaron a una vulnerabilidad concreta: la normativa vigente eximía a las plantas solares fotovoltaicas de los mismos requisitos de control de potencia reactiva que se exigen a las instalaciones convencionales. La integración acelerada de solar había superado la capacidad del sistema para gestionarla con seguridad.
El apagón modificó el cálculo político de forma inmediata. Un gobierno con mayoría mínima no podía permitirse otro golpe similar a la red. Mantener las centrales nucleares en funcionamiento ofrecía una vía para ganar estabilidad mientras se acometían las reformas necesarias.
Comprar tiempo para renovar la red
El problema de fondo es claro: España no dispone todavía de suficiente almacenamiento ni capacidad de transmisión para absorber toda la fotovoltaica que se está instalando. Muchos proyectos solares optan por situarse detrás del contador, en polígonos industriales o centros de datos que consumen directamente lo que generan.
Las mejoras estructurales ya están en marcha. En julio de 2025, el Ministerio para la Transición Ecológica anunció 750 millones de euros repartidos en 65 medidas de resiliencia: condensadores síncronos, sistemas FACTS, mejoras en subestaciones y nuevos relés de conmutación, entre otras.
El almacenamiento en baterías avanza, aunque desde una base muy reducida. En el momento del apagón, España contaba con apenas 28 MW de capacidad instalada; un año después, esa cifra había crecido hasta 193 MW. El objetivo nacional es alcanzar 22,5 GW para 2030, incluyendo sistemas de bombeo y otras tecnologías. Se están construyendo además tres nuevas interconexiones con Francia para cumplir las recomendaciones europeas.
Tensiones y dilemas del nuevo rumbo
No todo el mundo comparte la lógica de esta transición. Los inversores en energía solar temen que mantener la nuclear en el mix les obligue a recortar su generación en las horas de mayor producción, lo que reduciría sus ingresos y podría desincentivar nuevas apuestas por las renovables.
La economista Natalia Fabra, del CEMFI de Madrid, ha argumentado que prolongar la vida de las nucleares puede bajar precios y emisiones a corto plazo, pero también puede frenar la inversión en energía limpia y derivar en precios más altos y mayores emisiones a largo plazo.
Diego Rodríguez, economista energético de la Universidad Complutense y exmiembro de la CNMC, lo interpreta de otra manera. Para él, la extensión es una decisión pragmática: amortizar mejor las siete plantas existentes mientras España refuerza su almacenamiento y su red. Señala también que el consorcio nacional de desmantelamiento no tendría capacidad para cerrar todas las plantas al mismo tiempo.
La pregunta que queda abierta es si otras centrales, previstas para cerrar en torno a 2030, seguirán el mismo camino que Almaraz. La respuesta dependerá de cuánto avance la red antes de que llegue ese momento.