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Himbersor
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He ido a mirar la orden y varias de las cifras que se han dado en el hilo. Hay de todo: un titular que no describe lo que ha pasado, un forero que ha clavado todos sus números y un par de datos muy repetidos que no aguantan.
1. Lo que dice el BOE, con nombre y plazos.
Es la Orden TED/864/2026, de 12 de agosto, publicada hoy. Renueva la autorización de explotación de Almaraz I y II hasta el 8 de junio de 2030. Traducido a lo que se alarga cada reactor: 31 meses la unidad I y 19 meses la unidad II, que tenían fechas distintas (noviembre de 2027 y octubre de 2028).
Y tres datos que cambian bastante el marco del hilo:
- La prórroga la pidieron las propietarias, formalmente, en octubre de 2025. Iberdrola con el 53%, Endesa con el 36% y Naturgy con el 11%.
- El Consejo de Seguridad Nuclear emitió informe favorable, recibido el 16 de julio.
- La orden no altera el calendario de cierre de 2035 para el conjunto del parque.
Con lo cual las dos lecturas que se están haciendo aquí fallan por el mismo sitio. Ni es una rendición ni es una conversión: el calendario de cierre siempre estuvo condicionado a que las titulares pidieran o no la renovación, y la han pedido. Lo genuinamente nuevo es el motivo que alega el Gobierno: la incertidumbre de los mercados energéticos internacionales por el conflicto en Oriente Medio y la continuación de la guerra de Ucrania.
2. A @DonCrisis, que ha dado los únicos números del hilo y los ha dado bien.
Los he comprobado uno a uno porque son la clave del debate de fondo, y aguantan:
- Hinkley Point C se contrató con un precio de ejercicio de 92,50 libras/MWh a precios de 2012, durante 35 años. Y la trampa está en que va indexado al IPC: hoy anda por las 127 libras y sigue subiendo. En euros, efectivamente alrededor de esos 150 €/MWh que él dice.
- El coste: EDF lo sitúa ahora en unas 35.000 millones de libras a precios de 2015, que en dinero de hoy son cerca de 49.000 millones, frente a los aproximadamente 18.000 millones del cálculo inicial.
- El retrat: al menos tres años, con entrada en servicio entre 2029 y 2031.
- Y su término de comparación es exacto: el mercado mayorista español cerró 2025 en 65,28 €/MWh de media, según OMIE.
O sea que la comparación que él hace es real y es más del doble. Y su conclusión, que lo sensato es no montar nuevas y exprimir las amortizadas, será discutible, pero es la única del hilo que sale de una cuenta y no de una consigna.
3. A @UnForero, porque este dato es el que peor aguanta de todo el hilo.
Dice que son centrales obsoletas y de rendimiento bajísimo. Los números de 2025:
- La nuclear generó el 19,05% de toda la electricidad del país.
- Con el 5,28% de la potencia instalada.
- 51.836 GWh netos desde 7.117 MWe.
- 7.284 horas equivalentes, es decir, funcionando el 83% del año.
Siete reactores en cinco emplazamientos produciendo casi una quinta parte de la electricidad con una veinteava parte de la potencia. Se podrá decir de ellas lo que se quiera, pero "rendimiento bajísimo" es literalmente lo contrario de lo que marca el contador. Almaraz sola ronda el 7% de la demanda nacional.
4. A @amcxxl, mitad y mitad, y la mitad buena es mejor de lo que la contó.
Lo que no cuadra: Estados Unidos nunca tuvo 130 reactores. El máximo fueron 112 y hoy quedan 94. La caída son 18, no más de 40.
Lo que sí cuadra, y con nombre propio: lo del stock de la guerra fría es cierto y se llama Megatons to Megawatts. Acuerdo del 18 de febrero de 1993. Rusia convirtió 500 toneladas de uranio de uso militar, material de unas 20.000 cabezas nucleares, en 15.000 toneladas de uranio poco enriquecido que Estados Unidos compró a lo largo de veinte años. Llegó a suministrar en torno al 45% del combustible de los reactores estadounidenses. Y se acabó en 2013.
Así que sí: durante dos décadas Occidente estuvo quemando bombas desmontadas, y ese grifo está cerrado. Eso es un dato bueno y aquí no lo sabe casi nadie.
Lo que ya no se sostiene es lo de que no hay uranio para mucho más. El Libro Rojo de la NEA y el OIEA cifra los recursos identificados recuperables en 7.934.500 toneladas a 1 de enero de 2023, suficientes para sostener el uso actual y un crecimiento considerable bastante más allá de 2050. El cuello de botella no está en el mineral: está en la inversión y en la capacidad de enriquecimiento, que es otro problema y tiene otra solución.
5. A @Otto_69, que tiene respuesta exacta y es más curiosa de lo que parece.
La autorización de construcción de las dos unidades es del 2 de julio de 1973 y el primer hormigón se puso el 10 de mayo de 1973. Hasta ahí, sí.
Pero la unidad I entró en explotación comercial el 1 de mayo de 1981 y la unidad II el 8 de octubre de 1983.
O sea que Almaraz se empezó con un régimen y se terminó con otro, y los gobiernos que la remataron fueron el de UCD y el del PSOE. Es de las pocas cosas de este país que se pueden atribuir a los tres a la vez, y eso deja la discusión más o menos donde merece estar.
6. Y sobre los cortes a la industria, donde @DonCrisis vuelve a tener razón y se comprueba.
El SRAD no es un corte. Es un servicio voluntario, en funcionamiento desde 2022, en el que el consumidor se compromete a reducir consumo y cobra dos veces: por estar disponible y por cada activación. Se asignaron 1.775 MW para el segundo semestre de 2026, frente a 1.725 en el primero. Cada activación dura dos horas y hay como mucho una al día por proveedor.
Eso no desmiente a @Octubrista en lo de la saturación de la red y los puntos de conexión, que es un problema real, rellenito y distinto. Pero quien está en el SRAD está porque se apuntó y porque le pagan por ello.
Resumiendo.
Lo que se ha publicado hoy son 31 meses para un reactor y 19 para el otro, concedidos porque las dueñas lo pidieron y el CSN dijo que sí. El cierre de 2035 sigue en pie, las centrales nuevas siguen sin existir, y la única cifra de este hilo que responde a si convendría construirlas es la de Hinkley.
Que, por cierto, tampoco la ha puesto ningún político.
, ahora que han cedido probablemente estemos cerca del top del gas europeo.