El presidente ejecutivo del Grupo Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, dijo este martes, durante la presentación de los resultados de los últimos nueve meses que «el futuro [de la planta nuclear de Almaraz, en Cáceres] solo depende del Gobierno central. No hay ninguna otra limitación».
Las empresas propietarias de la central (Iberdrola, con un 53%; Endesa, con el 36%, y Naturgy, con el 11%) habrían comunicado al Gobierno su disposición a solicitar oficialmente la prórroga del funcionamiento de la planta hasta 2030. Las fechas de cierre pactadas contemplan la parada del primer reactor en 2027 y un año después, en 2028, la del segundo.
«Las nucleares son seguras y son necesarias, y yo creo que se necesitan mucho más que antes, incluso para poder evitar posibles apagones o posibles problemas que puedan afectar al servicio», añadió Galán, así como «por responsabilidad pública y para tener las luces encendidas del país», explicaba, en referencia al apagón del 28 abril, provocado por sobretensiones que originaron una reacción en cadena.
Efectivamente, Aelec —asociación que agrupa a Iberdrola, Endesa y EDP— ha solicitado de manera oficial la prórroga de la vida útil de Central Nuclear de Almaraz hasta 2030, “en el contexto actual de incertidumbre sobre la estabilidad de tensión” en el sistema eléctrico español.
Lo ha hecho mediante una carta firmada por la presidenta de Aelec, Marina Serrano, y dirigida al secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, según ha publicado este miércoles el diario El País.
No obstante, en esa misma carta, la presidenta de Aelec señala que las nucleares españolas no están preparadas para el control dinámico de tensión, tal como exige Red Eléctrica de España (REE) en el marco de reforzamiento del sistema tras el apagón del 28 de abril.
La carta expone que los requisitos planteados por REE “no eran física ni operativamente viables” para las nucleares españolas y podrían comprometer la seguridad de los equipos.
Según el texto, el principal problema radica en que las plantas nucleares, diseñadas para operar en regímenes de carga estable, no pueden responder a consignas dinámicas de tensión como sí pueden hacerlo centrales de gas o sistemas con regulación rápida. Aelec señala que los ciclos combinados presentan una capacidad de control de tensión “más eficaz” —en contraste con las nucleares, que carecen de la tecnología de estabilizadores de potencia (PSS) o respuestas rápidas de frecuencia que exigen los nuevos escenarios con alta penetración renovable.
El trasfondo regulatorio también muestra tensiones adicionales. REE impulsó un ajuste del Procedimiento de Operación 7.4, de julio de 2025, introduciendo penalizaciones por incumplimiento del servicio de control de tensión, lo que desencadenó las alegaciones de las eléctricas ante la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia (CNMC). Aelec considera que la norma se aplica sin considerar las limitaciones estructurales de las nucleares y aboga por ““inversiones en red y la participación progresiva de renovables (fotovoltaica y eólica) en el control dinámico y amortiguamiento de oscilaciones”, entre otras medidas, para evitar futuros apagones.
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