El Gobierno afronta tensiones en la red eléctrica y recurre a la prórroga de la energía nuclear

La política de descarbonización del Ejecutivo liderado por Pedro Sánchez afronta una de sus etapas más complejas, condicionada por las crecientes dificultades técnicas de la infraestructura de transporte y un obligado ajuste en los plazos de clausura del parque atómico. Pese al acelerado despliegue de potencia eólica y solar promovido en los últimos años, la gestión del sistema ha requerido medidas extraordinarias de seguridad y un replanteamiento pragmático de los calendarios tras el impacto del apagón peninsular del 28 de abril de 2025. En este contexto, la red eléctrica y energía nuclear han vuelto a situarse en el epicentro del debate sobre la seguridad de suministro, la competitividad industrial y el cumplimiento de los compromisos climáticos.

Las secuelas técnicas del gran apagón peninsular

El punto de inflexión de la actual coyuntura se produjo con el colapso del sistema eléctrico peninsular en abril de 2025. Aquel suceso dejó sin suministro a España y Portugal durante horas, obligando al operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), a ejecutar un complejo proceso de arranque en negro. Los análisis técnicos posteriores, coordinados tanto por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico como por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E), concluyeron que el incidente respondió a una confluencia multifactorial de oscilaciones forzadas, desequilibrios de sobretensión y una limitada inercia síncrona en momentos de máxima penetración fotovoltaica y débil demanda.

Desde entonces, la operación de la red se mantiene bajo protocolos de contingencia técnica. El denominado «modo reforzado», implementado por el operador para amortiguar oscilaciones dinámicas y estabilizar la frecuencia, ha requerido mantener sincronizadas unidades de generación firme. Esta operativa ha conllevado un efecto colateral no deseado: el incremento en el uso de ciclos combinados de gas ha frenado la senda de reducción de gases de efecto invernadero, acumulando en los primeros nueve meses de 2026 más de 21 millones de toneladas equivalentes de CO2 atribuibles al sistema eléctrico, lo que supone un repunte respecto al ejercicio previo.

Giro en la hoja de ruta y prórroga para Almaraz

La vulnerabilidad técnica de la red precipitó un cambio de postura respecto a los plazos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Aunque el protocolo firmado en 2019 entre Enresa y las compañías eléctricas contemplaba el cese progresivo de los reactores entre 2027 y 2035, el Ministerio dirigido por Sara Aagesen —quien tomó el relevo ministerial tras el salto de Teresa Ribera a la Comisión Europea— formalizó en el verano de 2026 la extensión de la vida útil de la central nuclear de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030.

La resolución, avalada por el informe técnico de seguridad del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), permite a la planta cacereña operar tres años más allá de lo estipulado originalmente. Durante sus comparecencias parlamentarias, Aagesen defendió la medida argumentando la necesidad de salvaguardar la estabilidad de los precios ante la volatilidad geopolítica internacional y las tensiones en los mercados de gas natural, aunque insistió en que se trata de un escenario excepcional y que la fecha de cierre definitivo de todo el parque nuclear en 2035 sigue vigente. No obstante, las principales operadoras del sector y la patronal Foro Nuclear han reiterado la idoneidad de revisar el resto de clausuras previstas para evitar pérdidas de potencia síncrona.

Saturación de la red y vertidos renovables

Junto a la gestión del respaldo convencional, la red de transporte evidencia dificultades para absorber el excedente de generación limpia en las horas centrales del día. Durante el periodo estival se registraron niveles históricos de vertidos técnicos, con volúmenes crecientes de producción renovable que debieron ser reducidos forzosamente al no encontrar demanda suficiente en tiempo real ni suficiente capacidad de almacenamiento distribuido.

Esta saturación convive con crecientes dificultades de acceso para nuevas actividades económicas intensivas en consumo. El desarrollo de infraestructuras críticas para la economía digital, como los centros de datos, así como diversos proyectos industriales de electrificación, afrontan plazos prolongados y trabas regulatorias para obtener capacidad de enganche a la red de alta tensión. La falta de un despliegue parejo entre las tecnologías de almacenamiento —cuyos objetivos superan los 22 gigavatios en la planificación oficial— y el parque de generación renovable plantea un desafío de primer orden para culminar la transición sin comprometer la seguridad operativa del país.