España lleva años presumiendo de ser uno de los países europeos con mayor penetración de energía solar y eólica. Pero mantener en marcha una central nuclear podría obligarla a desperdiciar aún más de esa electricidad renovable que produce.
Según un análisis de Aurora Energy Research, prolongar la vida de Almaraz elevaría un 40% el volumen de generación eólica y solar que no puede integrarse en la red española en 2030. La paradoja es incómoda: dos fuentes de electricidad limpia compitiendo por una infraestructura con capacidad limitada para absorberlas a la vez.
Una paradoja en la red eléctrica española
En el mundo de la energía, el curtailment —o vertido— es el fenómeno por el que una central renovable genera electricidad que el sistema no puede absorber. Esa energía, sencillamente, se desaprovecha. No es un problema nuevo en España, pero crece a un ritmo preocupante.
Los datos hablan solos. En lo que va de año, el curtailment técnico ya alcanza los 4,5 TWh —durante todo 2024 se desperdiciaron 3,6 TWh—. El ritmo actual supera con claridad al del ejercicio anterior.
España ocupa una posición destacada en Europa por su penetración de energía solar y eólica, aunque ese liderazgo en generación no ha ido acompañado de un crecimiento equivalente en las redes de transporte. El resultado es una infraestructura que, en determinadas zonas, ya no puede absorber toda la electricidad producida.
Qué cambia con la prórroga de Almaraz
La decisión de prolongar la vida útil de Almaraz tiene argumentos a su favor: permite reducir el consumo de gas y, potencialmente, aliviar el precio de la electricidad para los consumidores. En un contexto de precios del gas elevados, ese factor no es menor.
El análisis de Aurora Energy Research introduce, sin embargo, una advertencia relevante. Según sus proyecciones, la extensión de Almaraz podría elevar un 40% el curtailment de energía eólica y solar en España en 2030, comparado con un escenario en el que la central cerrara según lo previsto.
Alejandro Zerain, responsable de consultoría en Aurora, lo expone con precisión: el efecto de mantener en marcha la central no puede analizarse únicamente desde el punto de vista de la generación. Hay que considerar también la capacidad de la red para absorber y transportar la electricidad producida por las nuevas instalaciones renovables —dos variables que no pueden tratarse por separado.
Extremadura, en el epicentro de la congestión
El problema tiene una geografía concreta. Extremadura concentra una elevada capacidad de generación renovable, pero también algunos de los cuellos de botella más severos del sistema eléctrico español, donde la capacidad de transporte no ha crecido al mismo ritmo que la instalación de nuevas plantas.
Almaraz está en ese mismo territorio. La central comparte una red limitada con la generación solar, lo que agrava la competencia por un espacio de inyección ya insuficiente. Su continuidad, según Aurora, contribuirá a que persista esa congestión.
Las cifras son difíciles de ignorar: en junio se registraron tasas de electricidad no integrada de alrededor del 60% en algunos nudos de la red extremeña. Más de la mitad de la energía producida en ciertos puntos no llegó al sistema. El principal destino de esa electricidad es Madrid, pero las líneas que conectan Cáceres con el centro del país atraviesan Badajoz, donde la red ya presenta restricciones importantes. Una región atrapada entre producción creciente y evacuación insuficiente.
Los permisos flexibles: ¿una salida para las baterías?
La misma semana en que se anunció la prórroga de Almaraz, el Gobierno publicó una nueva regulación sobre permisos de acceso flexible a la red. El momento no pasó desapercibido entre los analistas del sector.
Aurora considera que estos permisos representan una opción más adecuada para el almacenamiento con baterías que los tradicionales permisos de conexión en firme, y además eximen del pago de peajes y cargos, lo que mejora la ecuación económica de los proyectos.
La regulación también genera incertidumbre. Contempla cuatro modalidades distintas de permisos flexibles, y el impacto concreto de cada una dependerá de la localización de la instalación, sus características técnicas y la situación específica de la red en el punto de conexión. La ubicación se convierte, en definitiva, en un factor determinante para la viabilidad de cualquier proyecto de almacenamiento.
El reto de fondo: redes, flexibilidad y transición energética
La congestión de la red no es solo un problema técnico. Es un freno estructural a la transición energética española, y cada megavatio-hora desperdiciado representa un retroceso en la rentabilidad de las renovables y en la credibilidad del modelo de descarbonización.
La prórroga de Almaraz añade presión a un sistema que ya trabaja al límite. El precio mayorista de la electricidad se ha disparado en las últimas semanas, impulsado por las olas de calor y por el encarecimiento del gas en los mercados internacionales, lo que amplifica las consecuencias de cada decisión sobre la combinación de fuentes.
Para Aurora, la solución no pasa por elegir entre nuclear y renovable. Hay que abordar varios frentes a la vez: reforzar las redes de transporte, aumentar la flexibilidad del sistema y adaptar el acceso a la infraestructura a una realidad en la que la generación limpia seguirá creciendo. Sin esos cambios, el aumento de capacidad instalada no se traducirá en electricidad realmente aprovechable.
La pregunta que deja este debate es más amplia que la de Almaraz. Si España no resuelve sus cuellos de botella en la red, ¿hasta qué punto tiene sentido seguir instalando capacidad renovable a gran velocidad? El vertido creciente sugiere que la transición energética no depende solo de cuánta energía limpia se produce, sino de cuánta se consigue, realmente, utilizar.