El BOE publica la orden ministerial que amplía la autorización de explotación 31 y 19 meses más a las dos unidades de Almaraz
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha publicado hoy en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/864/2026, de 12 de agosto, por la que se concede la renovación de la autorización de explotación de la central nuclear Almaraz, unidades I y II, disponible aquí.
El Consejo de Seguridad Nuclear señala en su informe que ha realizado un seguimiento y supervisión continuos de la explotación de la mencionada central nuclear durante el periodo de vigencia de la autorización actual, así como del cumplimiento de las condiciones aplicables en materia de seguridad nuclear y protección radiológica y ha evaluado la documentación que determinó necesaria para esta renovación.
La extensión limitada se adopta ponderando la coyuntura energética marcada por la incertidumbre en los mercados energéticos internacionales que han provocado el conflicto bélico en Oriente Medio y la continuidad de la guerra en Ucrania.
Esta extensión limitada y coyuntural puede contribuir a moderar la exposición de los consumidores españoles a unos picos de precio no previstos anteriormente y derivados de la crisis, mientras se continúan desplegando las medidas ya en marcha de impulso de renovables y almacenamiento como soluciones estructurales a la exposición y vulnerabilidad que suponen la dependencia de combustibles fósiles importados.
De igual modo, esta extensión limitada de los dos grupos de la central, de 31 y 19 meses, no altera la fecha de cierre de todo el parque nuclear en el año 2035.
Asimismo, la Junta de Extremadura ha anunciado que el impuesto a la generación eléctrica que cobra actualmente a la Central Nuclear de Almaraz, conocida como ecotasa, será eliminada en su totalidad antes de acabar la actual legistatura. Era una de los puntos acordados en el plan de gobierno entre PP y Vox, aunque el Partido Popular no estuviera en principio de acuerdo en su completa eliminación.
La ecotasa se eliminará de forma gradual en un 30% anual. Durante el año 2025, la Consejería de Hacienda extremeña asegura que el importe recaudado fue de 82 de millones de euros. Para el 2026, la rebaja prevista estaría en el entorno de los 25 millones de euros. Otras comunidades autónomas como la Valenciana ya habían eliminado la ecotasa a la actividad de la Central Nuclear de Cofrentes.
La denominada ecotasa en Extremadura se implantó en el año 1997 a través de la Ley 7/1997, de 29 de mayo. Para para gravar la producción, almacenamiento y transporte de energía de grandes instalaciones energéticas.
REE sitúa la reducción máxima en la generación solar en 5 GW provocada por el eclipse del 12 de agosto
El eclipse solar del próximo 12 de agosto tuvo un impacto limitado y temporal sobre la generación solar, concretamente en la fotovoltaica. El fenómeno se produjo en una franja horaria en la que esta tecnología ya inicia de forma natural su descenso. En este contexto, el eclipse adelantó ligeramente esa reducción de generación. Además, no coincidiió con la punta de demanda habitual de los días de agosto, por lo que su efecto sobre el sistema eléctrico fue reducido.
Red Eléctrica ha analizado el posible efecto del eclipse mediante un modelo matemático propio, desarrollado para estudiar el impacto de este tipo de eventos astronómicos en el sistema eléctrico. Esta herramienta permite calcular las curvas de oscurecimiento por área geográfica y estimar su impacto sobre la generación eléctrica.
Según las previsiones actuales y con los mejores datos disponibles hasta el momento, Red Eléctrica sitúa la reducción de producción solar máxima en 5 GW aproximadamente, que equivale a alrededor del 13% de la demanda máxima para un miércoles típico de agosto. Como ocurre en cualquier previsión vinculada a la generación fotovoltaica, el impacto final podrá variar en función de las condiciones meteorológicas del día, especialmente de la nubosidad, que puede modular el efecto del eclipse. En los archipiélagos balear y canario, el fenómeno no tendrá un efecto relevante sobre la producción fotovoltaica.
Aunque este escenario no tuvo repercusión en la cobertura de la demanda, Red Eléctrica, como operador del sistema, puso en marcha diferentes medidas preventivas. Entre ellas figuran la estrecha coordinación con los organismos oficiales, con el resto de TSO europeos y con los centros de control de generación y distribución nacionales, así como el incremento de las reservas y márgenes de seguridad habituales y la constante monitorización y seguimiento del fenómeno.
España integró en 2025 el 96,6% de la producción renovable programada en los mercados
Red Eléctrica está desplegando diferentes medidas para reducir el uso y coste de las restricciones técnicas (RRTT) en el sistema eléctrico, que ha sido necesario intensificar en los últimos años de profunda transformación del mix eléctrico, marcada por un despliegue renovable muy significativo y con una especial concentración en determinadas zonas del sistema.
Esta evolución ha introducido nuevos retos técnicos para el funcionamiento del sistema eléctrico, pero también ha contribuido de forma decisiva a reducir el precio de la energía para los consumidores. España cuenta hoy en día con uno de los mayores niveles de penetración renovable de la Unión Europea: en 2025, integró el 96,6% de la producción renovable programada en los mercados, una cuota especialmente significativa si tenemos en cuenta los 39 GW renovables que desde 2021 se han incorporado al sistema peninsular.
Este crecimiento ha permitido que en los últimos cuatro años el precio final de la electricidad haya experimentado una tendencia descendente: el precio actual se sitúa en torno al 60% del registrado en 2021. En lo que llevamos de 2026, el coste de la energía a precios constantes prácticamente ha sido el mismo que el de siete años antes, al contrario de lo sucedido en la mayoría de los países de nuestro entorno, que registraron crecimientos relevantes. De hecho, en España el año pasado el precio final fue menor que el del mercado diario en Alemania, Holanda, Austria, Polonia, Italia, Grecia y Reino Unido.
El análisis del volumen de energía movilizado en las restricciones técnicas, tanto en la red de transporte como en las redes de distribución, y de su coste total desde 2021 muestra un incremento sostenido estructural, vinculado al proceso de transformación del sistema eléctrico. En 2021, el coste fue de 724 millones de euros; en 2022 alcanzó los 1.104 millones; en 2023, los 1.751 millones; en 2024, los 2.057 millones; y 2025 cerró con un coste de 3.347 millones. Conviene precisar que en 2025 la operación reforzada solo representó una parte menor del coste total de las RRTT.
El coste de RRTT no lo fija Red Eléctrica. El operador del sistema identifica y activa las medidas necesarias para garantizar la seguridad del sistema, pero no determina el precio al que se retribuye la energía movilizada, que depende de las ofertas presentadas por los sujetos participantes (principalmente generadores) bajo un esquema pay as bid. Por este motivo, en 2025, la energía total programada por el OS en RRTT aumentó un 47%, mientras que su coste lo hizo un 63%. Esta diferencia se explica porque el precio al que los agentes ofertaron y cobraron la energía necesaria se situó en 165 €/MWh, muy por encima del precio medio del mercado eléctrico, de 65,26 €/MWh. Es decir, la energía se incrementó en 1,5 veces y el precio percibido por esta energía fue más del doble del de la energía casada en el mercado (en concreto en 2,5 veces mayor).
En este contexto, Red Eléctrica considera necesario seguir trabajando regulatoriamente para minimizar la energía necesaria en el proceso de restricciones e incentivar en los participantes el establecimiento de precios más competitivos.
En el marco de sus funciones, Red Eléctrica viene desarrollando varias líneas de actuación. Algunas tienen que ver con soluciones para maximizar el uso de la red existente, como SRAP, una solución digital, que no existe en ningún otro país de Europa, y que permite resolver o reducir las restricciones asociadas a sobrecargas en la red ante fallo o indisponibilidad sobrevenida de algún elemento, o la mejora en la monitorización de la capacidad de transporte de la red.
Otra de ellas consiste en la incorporación de soluciones de red reguladas, que constituyen un recurso complementario eficiente para el consumidor porque no están sujetas a la volatilidad de las ofertas del mercado. Es el caso de las recientes modificaciones de la planificación eléctrica vigente, que plantean la incorporación de equipos que permitirán mitigar la necesidad de restricciones técnicas vinculadas al control estático y dinámico de tensión y a la estabilidad oscilatoria del sistema. Según los análisis realizados, su despliegue podría generar una reducción del coste de restricciones en el entorno del 15%, además de favorecer una mayor integración de energía renovable. Cabe recordar que para que una actuación de red sea incorporada en la Planificación eléctrica, que aprueba el Gobierno, es necesario que arroje un análisis coste-beneficio positivo para el consumidor.
Otra línea relevante es el despliegue del nuevo Procedimiento de Operación 7.4, que permite a las instalaciones renovables participar en la prestación del servicio de control de tensión mediante consignas. En los últimos meses, Red Eléctrica ha trabajado intensamente en su implantación y actualmente hay 26 GW de potencia instalada prestando este servicio, de los que 11 GW corresponden a renovables, cogeneración y residuos. Esto quiere decir que, a pesar del esfuerzo realizado, solo el 17% de las plantas de generación existentes en España han solicitado a Red Eléctrica y han obtenido la habilitación.
Por este motivo, el operador del sistema considera necesario acelerar la habilitación de un mayor número de instalaciones renovables para prestar este servicio clave para la reducción del coste de las restricciones técnicas. Tras la aprobación de una nueva versión de este P.O. en junio, que contempla un incremento de la retribución por este servicio, Red Eléctrica confía en que los sujetos del sistema intensifiquen este proceso de habilitación.
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