La presidenta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), Cani Fernández, ha negado este martes en el Congreso que hubiera “un vacío normativo” en materia de control de tensión en el momento del apagón del 28 de abril de 2025, como apuntaron el lunes los ejecutivos de las dos mayores eléctricas españolas, Iberdrola y Endesa.

En la que “previsiblemente” será su última comparecencia en la Comisión de Economía en el Congreso ante la próxima expiración de su mandato en junio, Fernández ha negado también que el organismo tuviera “en un cajón” la actualización del procedimiento de control de tensión que la propia CNMC recomendó poner al día en 2019 (databa del año 2000) y que no aprobó hasta después del histórico cero peninsular, del que está a punto de cumplirse un año.

“No estuvimos en ningún momento en un vacío normativo”, ha dicho en el arranque de su comparecencia para presentar el informe anual del organismo. En la réplica a los diputados ha reconocido que “la sensación que llega es que llegamos tarde” pero ha afirmado que “la regulación se va adaptando” con “las garantías necesarias” y la legislación “tiene que garantizar en todo el momento la operación segura” del sistema eléctrica.

La víspera, también en la Cámara Baja, el consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, afirmó que cuando la CNMC resuelva los expedientes sancionadores por el apagón “nos vamos a dar cuenta de que teníamos bastantes gaps regulatorios” y “había bastante vacío” en un sistema “que regulatoriamente quedó desfasado”, y el todavía consejero delegado de Endesa, José Bogas, lo resumió así: en 2020 Red Eléctrica de España (REE) “hace un informe a la CNMC hablando de la necesidad de un servicio de control de tensión”, en 2021 el operador del sistema advierte de que el sistema está “cerca de los límites” y en 2023, de que hay “riesgo de desconexión” de instalaciones por fenómenos de sobretensión. “El que tenía que haber actualizado aquello era la CNMC”, dijo Bogas.

La presidenta del organismo que vigila el funcionamiento del sector energético, las telecomunicaciones, postal, transporte, audiovisual y la libre competencia, que ha pedido una “reflexión” sobre las “crecientes” responsabilidades de este organismo, con un modelo muy poco habitual en otros países, ha insistido este martes en que en el momento del apagón había un procedimiento de operación de REE, el 7.4, que era “de obligado cumplimiento” para todos los agentes del sistema. Este, ha reiterado, tenía “herramientas” para controlar la tensión.

El organismo venía trabajando en la actualización de esa norma, que databa del año 2000 (cuando las renovables eran testimoniales) “desde antes de recibir la propuesta de REE” en 2020 y antes de ponerlo en marcha hizo un proceso de “demostración regulatorio”, ha recordado. Mientras, en Portugal (que tiene su mercado eléctrico integrado con el español) las renovables controlan tensión desde 2020.

Fernández, que ha calificado de “generosa” la retribución financiera de las distribuidoras recientemente aprobada por la CNMC pese a las quejas del sector, ha señalado que “debemos ser conscientes de la naturaleza dinámica del sistema ibérico de energía”, que “no se parece en nada al que teníamos hace cinco años” y está “en constante evolución”. Ha explicado que desde que en 2019 tiene estas competencias, el denominado 'súperregulador' ha aprobado 45 expedientes para adaptar la operativa del sistema eléctrico “y el 7.4 es uno de ellos”.

En 2025, solo en energía, ha aprobado 185 actuaciones regulatorias, con 52 informes, nueve circulares, once resoluciones de normativa europea o 43 boletines que “da una prueba del dinamismo del mercado” y “la necesidad de adaptación constante y consciente de ese marco regulatorio”.

“La CNMC actúa siempre dentro del marco de sus competencias con prudencia jurídica y rigor técnico” y su “obligación” ante un incidente de esta magnitud es “investigar con seriedad lo ocurrido y al mismo tiempo supervisar el mercado”.

Fernández, que ha afirmado que se ha producido un aumento “exponencial” del número de denuncias de ciudadanos sobre posibles vulneraciones de la libre competencia, ha señalado que los expedientes sancionadores anunciados el pasado viernes por el apagón (uno por una posible infracción “muy grave” a REE y quince a las grandes eléctricas por infracciones “graves”), es “resultado de un trabajo previo extenso y necesario” tras examinar más de 13 gigabytes de información y miles de folios, que resolverá en su caso el propio consejo de la CNMC como el Gobierno (en el caso de esa posible sanción a REE).

Ha insistido en que “el incidente respondió a un origen multifactorial” debido a una serie de sucesos que “desequilibraron” el sistema “por un proceso de sobretensión” y ha recordado que el informe de recomendaciones sobre el apagón de la CNMC abogaba por “seguir adaptando los marcos técnicos normativos y operativos en un sistema eléctrico en continua transformación”, con más renovables, mucho más autoconsumo y mayor “complejidad”, en un mercado europeo “cada vez más grande y acoplado”. También ha dado por buena la estimación de REE de un coste de 666 millones para el coste de la denominada “operación reforzada” que aplica desde el apagón, y ha subrayado que el coste de la luz es actualmente inferior al de 2023.

Lluvia de beneficios y de dividendos para Iberdrola. La mayor eléctrica española, registró un beneficio neto de 6.285 millones de euros en 2025, un 12 % más que el año anterior, con lo que la empresa firma un ejercicio récord en el año del gran apagón.

La cifra de negocios de la primera 'utility' de Europa por capitalización bursátil alcanzó en 2025 los 45.546,8 millones de euros, con un aumento del 1,8% frente a 2024. Y destinó a inversiones 14.460 millones de euros a inversiones, incluyendo la adquisición del 30,3% de la participación de Previ en Neoenergia por importe de 1.897 millones de euros.

Según la información enviada este martes a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el resultado bruto de explotación (Ebitda) reportado se situó en los 16.592,4 millones de euros, con una caída del 1,5%. Excluyendo la plusvalía por la venta de contadores inteligentes en Reino Unido y las del negocio en México en 2024, y el reconocimiento de costes pasados en Estados Unidos, el Ebitda ajustado de 2025 alcanzó los 15.684,4 millones de euros, un 3,1% superior a 2024, gracias al buen desempeño en el negocio de redes.

En concreto, el Ebitda ajustado de Redes creció un 21% gracias a la mayor base de activos regulados, la consolidación de la británica ENW y los ajustes positivos de los marcos regulatorios en Estados Unidos y Brasil, además de la mayor contribución de Iberia.

En cuanto a las inversiones, se situaron en esos 14.460 millones de euros, dos tercios del total correspondieron al negocio de Redes, alcanzando los 8.975 millones de euros –incluyendo ENW– y la base de activos regulados aumentó un 12% hasta los casi 51.000 millones de euros.

Por su parte, las inversiones en el negocio Renovable se situaron en los 5.260 millones de euros, con la instalación, en últimos doce meses, de más de 2.700 megavatios (MW) renovables.

Protesta por los salarios

Iberdrola, que lidera Ignacio Sánchez-Galán, volverá a elevar el dividendo para ‘premiar’ a sus accionistas por la buena marcha de los negocios y lo disparará también un 12%, hasta un total de 0,68 euros por acción, que se traducirá en el reparto de 4.500 millones de euros.

Por otro lado, CCOO, UGT y ELA han convocado a los casi 10.000 empleados asalariados de Iberdrola en España a manifestarse este sábado 28 de febrero en Madrid, según informa El Salto. Se trata de una convocatoria que recoge el impulso que el pasado julio se inició con una huelga, la primera en la historia de la empresa que este 2026 cumple 125 años. Una lucha que empezó en 2015, cuando el poder adquisitivo de los empleados empezó a disminuir, según los sindicatos. 

La energética italiana Enel, propietaria de Endesa, invertirá más de 5.200 millones de euros en redes en España, según ha informado este lunes la compañía en la presentación de su plan estratégico 2026-2028.

El grupo Enel ha anunciado su estrategia de inversiones por 53.000 millones entre 2026 y 2028, cerca de 10.000 millones más que en los dos años anteriores.

De esos 53.000 millones, 26.000 millones se invertirán en redes, de los cuales el 55% será en Italia (unos 14.300 millones de euros) y más del 20% en Iberia (España), unos 5.200 millones, “con previsión de una nueva aceleración después de 2028”.

La empresa, cuyo máximo accionista es el Estado italiano, prevé también destinar el 25% de esos 26.000 millones a América Latina, es decir, unos 6.500 millones, en un mercado en el que también se encuentra presente.

Inversión en redes en la Península Ibérica

La apuesta de Enel por las redes permitirá a su filial Endesa continuar impulsando su inversión en España en esta infraestructura, considerada clave para la electrificación de la demanda y, con ello, de la economía en su conjunto.

En concreto, el plan estratégico de Endesa para el periodo 2025-2027 contemplaba una inversión bruta en redes de 4.000 millones de euros, esto es, un 45% más respecto a su hoja de ruta anterior. Precisamente este martes, la energética presentará sus resultados y una actualización de su estrategia para 2026-2028.

La decisión del gigante italiano de reforzar la inversión es relevante, ya que llega después de las tensiones entre las eléctricas y el regulador español a cuenta de la tasa de retribución financiera y la metodología para la actividad de redes de distribución de electricidad.

En este contexto, las compañías llegaron a cuestionar los objetivos de inversión al considerar que la propuesta retributiva de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) situaba a España en el “vagón de cola” de la Unión Europea en seguridad jurídica y atractivo regulatorio.

Otras inversiones

Enel prevé asimismo inversiones en 26.000 millones de euros al negocio integrado, de los cuales aproximadamente 20.000 millones de euros será en renovables, con un incremento de aproximadamente 8.000 millones de euros en comparación con el plan anterior. De estos, 3.000 millones se destinarán a inversiones en América Latina.

Los 1.000 millones de euros restantes se destinarán a la ejecución de un nuevo tramo del programa de recompra de acciones.

Según informó la empresa, se espera que el beneficio neto por acción ordinaria crezca entre 0,80 y 0,82 euros en 2028, en comparación con los aproximadamente 0,69 euros previstos en 2025.

También se anunció que, tras los resultados de 2025, se propondrá a la próxima Junta General de Accionistas de Enel la distribución de un dividendo total de 0,49 euros por acción y se espera que aumente aproximadamente un 6% entre 2025 y 2028.

“Enel presenta hoy un Plan Estratégico ambicioso y creíble, con una fuerte aceleración del crecimiento gracias al aumento de las inversiones en Brownfield y Greenfield, lo que conducirá a una mejora adicional en el perfil de riesgo/rentabilidad del Grupo”, declaró el consejero delegado, Flavio Cattaneo.

La patronal eléctrica europea, Eurelectric, se ha sumado este lunes a las numerosas voces que apuntan que uno de los desencadenantes del histórico apagón ibérico del pasado 28 de abril fue una regulación inadecuada. En concreto, la relacionada con el control de tensión, que es responsabilidad de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El día del apagón “vimos el efecto de una normativa obsoleta del control de tensión”, ha lamentado el español Juan José Alba, presidente del Comité de Mercados e Inversiones de Eurelectric. El también director de Regulación de Endesa ha recordado que, con la normativa vigente en ese momento, las renovables españolas no podían controlar tensión.

Mientras, en Portugal pueden prestar ese servicio desde 2020. Las eléctricas españolas han cobrado desde 2020 hasta 2024 unos 2.225 millones por ese servicio, que no incluía penalizaciones por incumplimientos, a diferencia del que aprobó tras el apagón la CNMC en junio, tras años analizándolo, que sin embargo no estará plenamente en vigor hasta 2026 y que por fin permitirá controlar tensión a las renovables. Los informes del Gobierno, de Red Eléctrica y de los expertos europeos apuntan que ese control de tensión que debía prestar la generación convencional no funcionó como debía.

Según el directivo de Endesa y Eurelectric, “hay que ser mucho más ágiles en la adaptación de la regulación a la nueva realidad del sistema”.

Durante su intervención en un foro sobre la financiación de la transición energética organizado por el Consejo de Reguladores del MIBEL, el mercado ibérico de la electricidad, Alba ha apuntado que uno de los principales retos que afronta el sector es impulsar el almacenamiento, que “no está progresando” en Europa “al ritmo que debería”, e incentivar la capacidad “firme y flexible” para complementar a las renovables. Y ha lamentado que España está “muy por detrás en el desarrollo regulatorio” respecto a lo que fija el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

La presidenta de la patronal española Aelec, Marina Serrano, que ha reclamado “también la coordinación y esas medidas que permitan sobre todo que España se incorpore al control dinámico de tensión para las renovables”, algo que el día del apagón no era posible porque el servicio de tensión vigente entonces databa de 2000, cuando las energía limpias eran testimoniales.

Durante el debate, que ha estado precedido por sendas intervenciones de la vicepresidenta ejecutiva de la Comisión Europea y comisaria de Transición Limpia, Justa y Competitiva, Teresa Ribera, y su marido, el jurista y consejero de la CNMV Mariano Bacigalupo, la presidenta de Aelec ha vuelto a reclamar una mejora en la propuesta de retribución que ultima la CNMC para la actividad de distribución. Competencia comenzó ofreciendo un 6,46% de rentabilidad y ha subido al 6,58%, pero las eléctricas siguen considerándolo insuficiente.

Serrano ha insistido en que la demanda latente de electricidad “está creciendo de forma exponencial” en ámbitos como la industria, el transporte, los puertos, centros de datos o vivienda y la red “debe responder”. Con su propuesta, la CNMC introduce una “metodología disruptiva” respecto a la que se utilizaba hasta ahora cuando se necesita una “ingente cantidad de inversiones” y se requieren “incentivos en la regulación” para “atraer el capital necesario”. 

Serrano ha pedido que las circulares en trámite del Consejo de Estado “mejoren esa señal de inversión absolutamente necesaria” para “no perder la oportunidad de país” y poder digitalizar las redes, como exige el nuevo modelo de descentralización, para así tener “observabilidad de la red” y poder “garantizar el suministro”.

La compañía energética Audax Renovables, cuyo mayor accionista es el mediático multimillonario José Elías, se propone ganar 85 millones de euros en 2030, frente a los 35 millones estimados para este ejercicio, lo que supone un crecimiento anual del 20% en los próximos cuatro años, y prepara su entrada en el negocio de las telecomunicaciones en 2026.

La empresa, cuyas acciones se disparaban en Bolsa cerca de un 9% en los minutos finales de la sesión de este jueves, ha dado a conocer en un acto celebrado este jueves en Madrid su plan estratégico entre 2026 y 2030, ejercicio el que prevé que su beneficio bruto de explotación (ebitda) alcance los 180 millones, frente a los 100 millones con los que calcula que acabará este año.

Audax prevé que sus ingresos se situarán en torno a 2.800 millones en 2030, unos mil más que ahora, aproximadamente. La compañía, que actualmente tiene una potencia instalada de 325 MW, todos ellos de instalaciones de renovables, prevé elevar su capacidad instalada hasta los 500 MW en 2030 y alcanzar los 25 TWh de energía suministrada.

El plan no incluye un volumen de inversión prefijado, pero los directivos de la compañía ha dejado claro que Audax podría destinar a inversiones “entre 150 y 200 millones” y que cualquier crecimiento de Audax se hará “sin superar el ratio de tres veces el ebitda” y con “disciplina financiera”, informa Efe.

Durante el acto, el fundador de la compañía, José Elías, ha asegurado que Audax tiene una “posición financiera muy sólida” y que, tras haber “tomado aire durante un par o tres de años”, ahora es “el momento” de llevar a la empresa “a otro nivel”.

El director general de Audax, Óscar Santos, ha comentado que las magnitudes financieras de este plan estratégico no incluyen crecimiento inorgánico, pero ha admitido que Audax está buscando nuevas oportunidades en Europa.

En cuanto a la entrada en el negocio de telecomunicaciones, el grupo ha especificado que está en conversaciones con “operadores importantes de red en España e Italia” y que sus objetivos son disponer de una cartera de 30.000 líneas móviles en 2030 y de 20.000 clientes de fibra en ese año.

El plan de Audax pasa por convertirse en una “empresa digital multiservicios” y aprovechar también las capacidades que ofrece la inteligencia artificial para mejorar el servicio a sus clientes.

El grueso del crecimiento del beneficio operativo previsto hasta 2030 proviene del negocio de comercialización de energía, el principal, donde aspira a arrebatar clientes a otras empresas del sector para ampliar cuota de mercado.

Más allá de los negocios tradicionales, como el de generación y suministro de energía, Audax aspira a que el 10 o el 15% del ebitda lo aporten “tecnologías facilitadoras de servicios”.

En cuanto a la generación de energía, la compañía apuesta por la repotenciación de proyectos eólicos y por hibridar gran parte de su cartera solar, empezando por un primer proyecto en Toledo.

También este jueves Audax ha dado a conocer que negocia una extensión de su acuerdo con Shell, que le suministra gas y electricidad.

Asimismo, el consejo de administración de esta compañía cotizada, presente en nueve países, ha aprobado hoy la puesta en marcha de un programa de recompra de acciones al que destinará 20 millones para adquirir hasta 15 millones de acciones, equivalentes al 3,3 % del capital.

Audax Renovables ganó 23 millones hasta septiembre, un 52% menos que en el mismo período de 2024, afectada por el incremento de costes de operación del sistema en España.

El presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, ha confirmado este martes que las propietarias de la central nuclear de Almaraz (Cáceres) pedirán la prórroga de la planta hasta 2030 y ha dejado en manos del Gobierno el futuro de sus dos reactores, que “podrían funcionar hasta 2030 sin tener que pedir ningún tipo de licencia nacional”. 

“Los tres propietarios [Iberdrola, Endesa y Naturgy] hemos pedido al Gobierno la continuidad”, ha dicho Galán a los analistas en la presentación de los resultados de la eléctrica hasta septiembre, preguntado por el futuro de la planta extremeña, cuyo cierre entre 2027 y 2028 pactaron las eléctricas en 2019. Previsiblemente, las tres compañías formalizarán su solicitud al Ministerio para la Transición Ecológica el próximo jueves.

Galán, que ha subrayado que las nucleares “son seguras y son necesarias” y “se necesitan mucho más que antes para poder evitar posibles apagones o posibles problemas”, ha asegurado que la causa del histórico apagón peninsular del pasado 28 de abril “fue claramente la falta de energía síncrona”. 

La prueba, a su juicio, es que Red Eléctrica “ha modificado la operación y está trabajando más con energía síncrona”, con la llamada operación reforzada, más dependiente del gas y con un coste para Iberdrola que la compañía cifra en 180 millones. Estos costes “por supuesto” se están trasladando de forma paulatina a los clientes en sus contratos a medida que renuevan. Iberdrola confía en que el 70% se haya repercutido a los clientes en 2026 y que en 2028 se alcance el 90%.

La eléctrica ha anunciado este martes unos beneficios de 5.307 millones hasta septiembre, un 3% menos, por las menores plusvalías de este ejercicio. La eléctrica ha mejorado sus previsiones para 2025, con un crecimiento de dos dígitos en el beneficio neto ajustado, hasta el entorno de los 6.600 millones, mientras que el resultado neto superará los 6.200 millones, sin contar con 389 millones ya cobrados por costes pasados de redes en los Estados Unidos.

El grupo ha anunciado un dividendo a cuenta récord de 0,25 euros por acción, un 8,2% más que en 2024, al que se sumará el complementario, que deberá ser aprobado en la próxima junta general de accionistas y será abonado en el tercer trimestre de 2026.

Hasta septiembre, el beneficio neto ajustado de Iberdrola creció un 16,6%, hasta 5.116,1 millones, si se excluyen las plusvalías por la venta de activos de generación térmica en el primer trimestre de 2024 y la contribución de la venta de contadores inteligentes en Reino Unido en el tercer trimestre de este año (381 millones de plusvalías), y ajustando el impacto del 'capital allowance' en Reino Unido.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) alcanzó 12.438,2 millones, un 4,4% más. El resultado operativo de Redes creció un 26% por mejores resultados en el Reino Unido y los Estados Unidos. El de Producción Renovable y Clientes cayó un 11% excluyendo plusvalías, debido a la menor contribución de México tras las desinversiones y el aumento de costes de servicios complementarios en la Península Ibérica, con esos costes que Iberdrola cifra en 180 millones y que “estamos incorporando en las tarifas”, ha dicho Galán a los analistas.

El Ebitda ajustado de los primeros nueve meses fue de 12.057 millones, un 4,4% más, impulsado por el negocio de Redes.

Inversiones récord

El grupo realizó unas inversiones récord de casi 9.000 millones entre enero y septiembre, un 4% más, de las que más del 60% tuvieron por destino Reino Unido y Estados Unidos. El 55% fue al negocio de Redes. Las inversiones en el negocio Renovable fueron de 3.442,4 millones, de las que más del 60% fue a Reino Unido y Estados Unidos. Las inversiones en Reino Unido crecieron un 45% gracias a los activos eólicos marinos en construcción.

El presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, destacó que, gracias a las mayores inversiones en el Reino Unido y los Estados Unidos, las Redes aumentan su resultado operativo y su generación caja, lo que permite al grupo “mejorar la previsión de fin de año a 6.600 millones de euros, con un incremento de dos dígitos, y repartir un dividendo a cuenta de 0,25 euros, mientras seguimos aumentando nuestra solidez financiera”.

Los responsables de la eléctrica han explicado a los analistas que la deuda neta del grupo se situará al cierre de 2025 en 51.000 millones de euros para finales del año, “por debajo del cierre de 2024”, y excluyendo el cobro “potencial” de la desinversión de activos en México, aún pendiente del visto bueno de las autoridades del país.

“Para facilitar que Almaraz pueda seguir funcionando”. Esa es la razón por la que Extremadura reducirá la ecotasa que pagan Iberdrola, Endesa y Naturgy, las propietarias de la central nuclear, ha anunciado este viernes la presidenta de la Junta, María Guardiola. Aunque tras este anuncio hay algo más: se trata de la primera, pero no la única, condición de Vox para aprobar los presupuestos del PP en la comunidad.

Guardiola adelantó el sábado pasado que iba a “ajustar la fiscalidad regional”  para favorecer a estas eléctricas, pero ahora ha concretado su propuesta. Las arcas autonómicas dejarán de ingresar 15,5 millones en 2027, 27 millones en 2028 y 45 millones en 2029 por el impuesto de instalaciones que inciden en el medio ambiente. Ahora mismo, la central nuclear de Almaraz paga unos 80 millones de euros por la conocida como ecotasa, por lo que el PP está dispuesto a rebajar el impuesto más de la mitad.

La presidenta extremeña había mostrado predisposición a aliviar la carga fiscal de la instalación nuclear, aunque la había condicionado a que el Gobierno lo hiciera lo mismo para garantizar el empleo, que la Junta calcula en unos 4.000 puestos directos e indirectos, los ingresos de los ayuntamientos de la zona y “la independencia energética de Extremadura y España”.

Según el calendario de cierre de las centrales nucleares acordado por las eléctricas y el Gobierno en el año 2019, los reactores de Almaraz serán los primeros en apagarse (uno a partir de 2027 y el otro a partir de 2028) en un proceso que se alargaría hasta 2035. No obstante, el Ministerio para la Transición Ecológica se abre a alargar la vida de las nucleares si las eléctricas asumen los costes y no sea a costa del contribuyente, si garantizan la seguridad y si es conveniente para garantizar la seguridad del sistema eléctrico.

El Gobierno también ha pedido que entre las empresas hubiera acuerdo para prolongar la vida de las centrales nucleares que firmaron el protocolo de cierre (Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP) porque algunas dudaban de su rentabilidad. Por eso han pedido una rebaja de la tasa Enresa y de los impuestos autonómicos.

En este sentido, Guardiola, que se ha empeñado en liderar la batalla por la energía nuclear y hacer de este asunto otro motivo de enfrentamiento con la Moncloa, ha acusado al Gobierno de “llevar al límite la asfixia fiscal al parque nuclear, la ha incrementado hasta un 70% en los últimos cinco años hasta llevar los costes a lo ”insostenible“. ”Si nosotros damos el paso, Moncloa no puede seguir mirando hacia otro lado. Cerrar Almaraz supone condenar a toda una comarca“ , ha subrayado.

El PSOE, en contra

La presidenta extremeña ha comenzado las negociaciones con Vox y el PSOE para intentar aprobar los presupuestos autonómicos de 2026. Aunque con la rebaja de la ecotasa se ha acercado a la extrema derecha, esta formación ya ha puesto sobre la mesa sus tradicionales exigencias: freno a la inmigración y eliminación del gasto superfluo, entendido este como las subvenciones que dirigen la patronal y los sindicatos, ayudas de igualdad y de cooperación internacional, que el PP acaba de incrementar.

En el otro lado de la mesa, los socialistas acaban de oponerse a la medida anunciada por María Guardiola de “perdonar impuestos” a las grandes empresas. “Es un mal comienzo”, ha dicho el secretario regional del PSOE, Miguel Ángel Gallardo.

“Por cada euro que le quita a las eléctricas, le quita un euro a la sanidad, la educación y el bienestar” a los extremeños, ha dicho

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico planea reclamar a Iberdrola el lucro cesante de la concesión de la central hidroeléctrica de Villalcampo (Zamora), la mayor caducada en los últimos años en España, que expiró hace un año y la multinacional sigue explotando tras torpedear en los tribunales su reversión al Estado. La eléctrica se aferra a un decreto aprobado en 1926 por la dictadura de Miguel Primo de Rivera para intentar que dure 99 años, hasta 2048, y no 75, como defiende el ministerio.

El Gobierno planteó reclamar “los beneficios económicos tras la resolución de extinción concesional” de la presa, con 217 megavatios (MW) de potencia, el año pasado, cuando la concesión estaba cerca de expirar, según la documentación del expediente de extinción a la que ha tenido acceso elDiario.es tras una solicitud al amparo de la Ley de Transparencia.

La propuesta de resolución de la extinción del derecho de aprovechamiento que técnicos del ministerio elevaron el 29 de julio de 2024 dice que “la administración hidráulica podrá valorar cualquier beneficio económico de una posible explotación por parte de la concesionaria desde el día siguiente a la fecha de finalización del plazo concesional hasta la fecha de reversión efectiva al Estado de los bienes y elementos de la central”.

Esa reversión se hará “gratis, libre de cargas y gravámenes y en estado de explotación, reservándose la Administración cualquier acción que proceda, así como, aquellas medidas tendentes a garantizar que el titular concesional entregue los bienes objeto de reversión en perfectas condiciones”.

El documento se apoya en dos dictámenes del Consejo de Estado de 2017 y 2015 e insiste en que, extinguida la concesión, la Administración “podrá reclamar el beneficio económico de una posible explotación por parte de la concesionaria desde el día siguiente a la fecha de finalización del plazo concesional, dícese, el 11 de octubre de 2024, hasta la fecha de reversión efectiva”.

Se desconoce cuál sería esa ganancia dejada de obtener por la Administración (lo que se conoce como lucro cesante) desde que caducó la concesión de esta central, a la que un informe de Red Eléctrica de 1997 señalaba entre las diez hidroeléctricas con mayor producción en ese ejercicio, con 741 GWh, el 2,2% del total de esa fuente.

La propuesta de resolución del ministerio indica que, pese a que “el porcentaje de horas de funcionamiento no llega al 100%”, la producción del complejo de Villalcampo “es elevada” y “relevante”, de unos 537 gigavatios hora (GWh) anuales. Y “las infraestructuras a revertir se encuentran libres de cargas y gravámenes por lo que no deberían suponer coste de amortización alguno”, dice el documento.

Teniendo en cuenta el precio medio del mercado mayorista de la electricidad del año pasado en España (63 euros/MWh), esa producción equivaldría a unos ingresos anuales de unos 38 millones de euros. Esta puede considerarse una estimación conservadora, ya que la hidroeléctrica suele producir cuando los precios son más elevados y este año se han alcanzado puntas de 240 euros/MWh, según datos del Operador del Mercado Ibérico de Electricidad (Omie).

Esos 537 GWh son una estimación que la Confederación Hidrográfica del Duero (CHD) realizó al analizar el funcionamiento de la central entre 2017 y mayo de 2021, con datos horarios de Red Eléctrica. Concluyó que el grupo de Villalcampo II (110 MW de potencia) operó con un porcentaje de funcionamiento de “entre el 20% y el 55% con casi 5.000 horas de funcionamiento en el periodo”, y una producción media de 222,7 GWh/año. Mientras, los grupos 1, 2 y 3 de Villalcampo I, con 96 MW, aportaron 314,3 GWh y “operaron con un porcentaje de horas de funcionamiento inferior al 25% todos los años completos con un total de horas inferior a 1.800 horas/año”.

El procedimiento de extinción de la concesión que Transición Ecológica inició en octubre de 2021 caducó en enero de este año, como reveló La Opinión de Zamora. En junio, el ministerio sacó a consulta en el BOE el procedimiento. No es seguro que esta sea la vencida porque Iberdrola ha llevado el asunto a los tribunales. El anuncio de Transición Ecológica insiste en que la concesión del aprovechamiento “ha concluido el 10 de octubre de 2024”, tras los citados 75 años.

En mayo, tras la petición de información de este medio, y al ser parte interesada, la eléctrica pidió al ministerio denegar “acceso a la totalidad de los expedientes” o, “cuando menos”, a decenas de documentos y “en todo caso”, a esta propuesta de resolución, que señala que las reclamaciones a Iberdrola “se limitarían únicamente al beneficio obtenido de una posible explotación más allá de la fecha de extinción del título de derecho hasta la fecha de reversión de los bienes al Estado, dado que la concesionaria está pendiente de ejecutar una serie de actuaciones” que “permitan revertir en condiciones de explotación”.

Esas actuaciones se identificaron en una visita de técnicos del ministerio a Villalcampo en noviembre de 2023. No encontraron “restricciones operativas significativas” en los equipos de la presa, pero sí una serie de “reparaciones” pendientes (tratamiento anticorrosión de los elementos metálicos, instalación de alumbrado de emergencia en galerías, reacondicionamiento de la instalación eléctrica, reparación de válvulas…) que la concesionaria debía realizar “con antelación a la reversión del aprovechamiento hidroeléctrico, todo ello con independencia de que, del resultado definitivo del cumplimiento de la normativa de seguridad de presas, que actualmente se encuentra en evaluación, se desprenda la necesidad de otras reparaciones”.

Reclamación de la Junta

La cuestión de los beneficios de la concesión salió a colación en el proceso de alegaciones al procedimiento de extinción iniciado en octubre de 2021. En abril de 2022, la Junta de Castilla y León expuso al ministerio la necesidad de seguir explotando Villalcampo I y II, ya que “forman parte de los aprovechamientos estratégicos de la red eléctrica nacional” y dada “la actual situación energética mundial”, muy complicada tras la invasión rusa de Ucrania dos meses antes. El Gobierno del popular Alfonso Fernández Mañueco pidió participar en los beneficios de la futura concesión.

“En todo caso, este nuevo aprovechamiento hidroeléctrico y posterior concesión deberá asegurar, asimismo, una adecuada reversión de beneficios en la Comunidad Autónoma y en los municipios afectados por las infraestructuras y embalsamiento de aguas a fin de compensar las servidumbres y riesgos derivados de estas infraestructuras hidroeléctricas, y su afección al medio natural, con repercusiones directas sobre la actividad socioeconómica de la zona”, dice el informe de la delegación territorial en Zamora de la Junta.

Varios alegantes, como la asociación de Entidades Locales Afectadas por Centrales y Embalses de Producción Hidroeléctrica de Zamora, fueron mucho más allá. “Afirman que la actual concesión de la central hidroeléctrica de 1926 no puede ser prorrogada, y que por ello deben incoarse los trámites para realizar una nueva adjudicación mediante el oportuno concurso público y/o subasta pública”. Y pidieron que los pliegos obligaran a la adjudicataria a tener sede en Zamora o que “abone a los municipios en los que esté construido el embalse y la central hidroeléctrica un canon anual o renta de 5000 euros por MW instalado año”, revisable anualmente con el IPC.

También reclamaron una exención del impuesto eléctrico a las personas físicas y jurídicas de los municipios afectados por la presa, “aguas arriba del embalse y aguas abajo”, como Moral de Sayago, Pereruela o Villaseco. O incluir dos condiciones ya contempladas en la concesión de 1926: “La obligación de la adjudicataria de contratar a personas de la provincia de Zamora con preferencia a otras zonas, y que se prohíba la exportación a terceros países”, salvo “autorización previa del Consejo de Ministros”.

“Consideran que también debería incluirse la condición de que salvo por cuestiones técnicas, no pueda bajarse el nivel del embalse por debajo de 50% en ninguna época del año”.

Recurso judicial

El procedimiento de extinción caducó tras interponer Iberdrola recurso contencioso-administrativo ante el Tribunal Superior de Justicia (TSJ) de Euskadi contra la decisión del ministerio de mantener esos 75 años, y no en 99, como pretende la eléctrica amparándose en ese decreto dictado hace casi un siglo.

La multinacional no comenta los planes del Gobierno de pedir ese lucro cesante. Destaca que “aunque el día 10 de octubre de 2024 concluyó el plazo concesional de 75 años de la presa y centrales de Villalcampo, Iberdrola continúa desempeñando sus labores de explotación conforme a la concesión otorgada a la espera de que la Administración instruya el correspondiente expediente de extinción”.

La compañía “está esperando” la resolución del TSJ vasco sobre la continuidad de la concesión y “estima que se han cumplido las inversiones que permiten ampliar el plazo, conforme al título concesional”. Destaca que “ha llevado a cabo un trabajo excepcional en la explotación de estas infraestructuras y también en el control de las avenidas por el Duero; en 1977 se amplió la central con la puesta en servicio de Villalcampo II, mejorando las capacidades de gestión de avenidas por el río. Asimismo, Iberdrola mantiene once empleados de la comarca y de la provincia de Zamora en el centro de trabajo para realizar las operaciones de esta infraestructura hidroeléctrica”. 

“Iberdrola quiere seguir manteniendo el pulso y el contacto con la provincia zamorana y con todas las partes implicadas y para ello apuesta por retener y atraer el talento joven”. Destaca que las instalaciones que han albergado durante décadas el Laboratorio de Hidráulica de Iberdrola, “referencia mundial en el campo de la ingeniería junto a la presa de Ricobayo”, se han transformado en un centro de innovación y formación “por el que pasarán anualmente al menos 800 futuros profesionales de todos los rincones de España”.

“Iberdrola va a seguir realizando un importante esfuerzo inversor en esta tierra, para continuar ofreciendo, a sus casi 130.000 clientes zamoranos una calidad de servicio cada vez mejor. Para ello, tiene previsto invertir en la provincia 36 millones de euros en redes eléctricas durante los próximos cuatro años, otros 40 millones se destinarán a la ampliación de parques eólicos, 4,7 millones a infraestructuras hidroeléctricas durante los dos últimos años y una aportación fiscal recurrente de más de 13 millones de euros anuales de impuestos provinciales”.

La empresa subraya que mantiene 17 instalaciones en la provincia zamorana con una potencia instalada de 976 MW, cuatro infraestructuras eólicas y 13 centrales hidroeléctricas, “una energía limpia y flexible que crea empleo y apuesta por la formación de profesionales en un sector en auge que ofrece trabajo a los jóvenes”. “Además, de la mano de la Fundación Rei Afonso Henriques forman a jóvenes de centros escolares zamoranos sobre los riesgos del cambio climático”.  

Iberdrola se aferra a un decreto aprobado en 1926 por la dictadura de Miguel Primo de Rivera para intentar alargar hasta 2048 la concesión de la presa hidroeléctrica de Villalcampo I y II (Zamora), la mayor caducada en los últimos años en España.

La concesión del aprovechamiento, en el sistema de los Saltos del Duero y con 217 megavatios (MW) de potencia, caducó el 10 de octubre de 2024, a los 75 años de ponerse en marcha en plena dictadura franquista. En junio, el Ministerio para la Transición Ecológica sacó a información pública la extinción del aprovechamiento, especificando que “se establece un plazo máximo de 75 años contados desde el 10/10/1949” para esta concesión.

A día de hoy, Iberdrola sigue explotándola tras recurrir en 2023 ante la sala de lo Contencioso del Tribunal Superior de Justicia de Euskadi (TSJE), donde tiene su sede fiscal, la decisión del ministerio de desestimar en 2022 su solicitud de ampliar ese plazo a casi un siglo. La documentación a la que ha tenido acceso elDiario.es tras una solicitud al amparo de la Ley de Transparencia recoge los argumentos de la primera eléctrica española para no perder la concesión, incluidos en ese recurso ante el TSJE, que se admitió a trámite en julio de 2023 y se presentó cuando el procedimiento estaba ya en “situación muy avanzada de tramitación”, como indica el ministerio.

Iberdrola esgrime que ese decreto dictatorial confiere “un derecho preexistente del concesionario, otorgado en el propio título concesional, al disfrute y explotación del citado aprovechamiento” durante esos casi 100 años: hasta el 10 de octubre de 2048. “Ese plazo de 99 años constituye un derecho originario otorgado en el propio título de concesión”, insiste.

Se ampara en un decreto de hace casi un siglo, cuando el entonces ministro de Obras Públicas, Rafael Benjumea y Burín, conde de Guadalhorce, ingeniero de caminos y creador de las Confederaciones Hidrográficas, concedió a lo que hoy es Iberdrola, la Sociedad Hispano-Portuguesa de Transportes Eléctricos Saltos del Duero, S.A., entre otros, el aprovechamiento hidroeléctrico del río Duero en la parte española del proyecto llamado “Ugarte”. 

El decreto indicaba que el plazo de concesión sería ampliable a 99 años si “en el conjunto de los saltos que componen esta concesión, sumados a los de Trechón y Santiago, ya concedidos a la misma Empresa, se consigue la regularización de todas estas corrientes en el grado de intensidad que exige” otro decreto de noviembre de 1922. 

En junio de 1921 se estableció que las concesiones durarían 75 años y “revertirán al Estado todas las obras, maquinarias, líneas de transporte y demás elementos de su dotación”. Pero poco después otro decreto amplió el plazo a 99 años cuando “resulte beneficiado el interés general”, o “bien porque exijan la construcción de embalses reguladores suficientes para anular los efectos de las grandes avenidas”, como sostiene ahora Iberdrola.

La eléctrica defendió durante la tramitación del expediente de extinción que “ha cumplido dicha condición al haber llevado a cabo, en el conjunto de los aprovechamientos referidos en el Real Decreto-ley de 23 de agosto de 1926, obras de regulación que han permitido anular los efectos de las grandes avenidas en las respectivas corrientes en que se establecen”. 

Por el contrario, Transición Ecológica expone que Iberdrola aceptó esos 75 años “desde la Orden Ministerial de 16 de julio de 1957” que documentó el Acta de recepción de las obras y “determina tal plazo de duración hasta las sucesivas modificaciones de los años 1972, 1974 y 1978 que redundan en la misma duración temporal e, incluso, la ratifican expresamente como condicionante en el caso de la modificación de 1974 y como compensación al mayor caudal y potencia acordados entonces”.

El 9 de septiembre de 2022 la Dirección General del Agua concluyó que Iberdrola “no ha justificado el cumplimiento de las condiciones exigidas para poder acceder al plazo de 99 años” y esa es la decisión que la multinacional llevó al TSJ vasco.

El ministerio expuso que la Ley de Aguas de 1985 derogó “la posibilidad de acreditar el cumplimiento de las condiciones establecidas para poder ampliar el plazo concesional de 75 a 99 años” y solo permite una única prórroga de diez años si son necesarias “obras que no podrán ser amortizadas en el plazo que resta”, un “supuesto diferente al que nos ocupa”.

El ministerio reprochó a la eléctrica falta de “coherencia” con sus propios actos “a lo largo de la vida del aprovechamiento”. En noviembre de 1969, cuando todavía se llamaba Iberduero, pidió alargar el plazo a 99 años y el régimen franquista lo denegó en 1972, pero dejó una puerta abierta “si, tras los trámites pertinentes, mediante concesión administrativa vinculada a la actual, construyera otro embalse en la cuenca del río Duero, aguas arriba del tramo aprovechado con la actual concesión, que procure una regulación interanual suficiente en el mismo, o bien se comprometiese a amortizar totalmente el coste de las obras del embalse de San Esteban de Gormaz, cuando lo construya el Estado”.

Según Transición Ecológica, Iberdrola “no ha desarrollado” estas actuaciones, al contrario: en junio de 1970, presenta anteproyecto de ampliación, la central de Villalcampo II, que autoriza la dictadura en junio de 1974. Y “optó por solicitar una ampliación de potencia del aprovechamiento hidroeléctrico y pasar a una explotación del mismo en puntas (funcionamiento opuesto a la regularización de corrientes)”, de forma que “si bien se mantiene la lámina de agua alta por necesidades de la explotación, el caudal durante gran parte del día es nulo”. 

En junio de 2024, la Abogacía del Estado informó de que ese plazo de 99 años “es manifiestamente contrario no sólo al título concesional, sino a la Ley misma”. Son “absolutamente carentes de todo fundamento las pretensiones de Iberdrola Generación tendentes a cuestionar, interpretar y revisar en el momento presente la Concesión”.

Según la Abogacía, “no es admisible” que la empresa “ahora pretenda” beneficiarse de un plazo diferente al que aceptó en su momento “sólo en la parte que le perjudica”. “Si tales modificaciones le beneficiaron para el recrecimiento de la presa, cambio de sus características e, incluso, construcción de una nueva Central no pueden, en rigor, ser cuestionadas en lo relativo al plazo de duración que en esas fases de cambio no sólo fue aceptado, sino que sirvió como instrumento de negociación”.

Cuatro años

El expediente de extinción original se inició hace cuatro años, en octubre de 2021, con un plazo de 18 meses que se amplió en noviembre de 2022 en otros 18 meses ante la complejidad del procedimiento, las características del aprovechamiento, el número de comparecientes personados, la extensión de las alegaciones, la documentación necesaria o los ensayos para una visita de campo de técnicos del ministerio en noviembre de 2023 para comprobar in situ el estado de la presa.

Notas internas del ministerio reflejan trabajos preparatorios para un contrato de servicios “para la continuación de la explotación” una vez caducada. “Se solicita informe acerca de los requisitos o condicionamientos necesarios para la intervención en el mercado de la energía con la central de Villalcampo”.

En su trasiego de recursos, Iberdrola presentó un informe pericial de un catedrático de Ingeniería Hidráulica que exponía de forma “absolutamente reveladora e inequívoca” que cumplía las condiciones para extender ese plazo a 99 años. Expuso que su intento de 1969 “tenía un fundamento distinto” y que había hecho “otras actuaciones que, de forma alternativa, permiten tener por cumplida la condición con arreglo al título concesional”.

En enero de 2024, pidió suspender todo el procedimiento “en tanto no recaiga sentencia firme”. El ministerio lo rechazó porque “dados los plazos seguidos en procedimiento judicial, ello puede conllevar, casi con toda seguridad”, que la fecha en la que estaba previsto que caducara la concesión “se verá sobrepasada” y “con ello logrará la concesionaria evadir dicha fecha límite”. Poco después la Confederación Hidrográfica del Duero (CHD) propone revertir “la extinción de la concesión y la continuidad del aprovechamiento hidroeléctrico”.

La representación legal de Iberdrola insistió en marzo de 2024 con un recurso de reposición que alegaba riesgo de “un perjuicio irreparable”, “una evidente situación de prejudicialidad contencioso-administrativa”, vulneración de su derecho de defensa y a una tutela judicial efectiva, apoyándose en dictámenes del Consejo de Estado. El ministerio lo rechazó semanas después.

elDiario.es ha accedido a parte de la documentación del caso. Al “afectar a derechos o intereses de terceros”, los de Iberdrola, Transición Ecológica remitió en abril copia de la documentación a la empresa, que en mayo pidió denegar “acceso a la totalidad de los expedientes” o, “cuando menos”, a decenas de documentos, incluyendo “en todo caso la propuesta de resolución de extinción del derecho de aprovechamiento”, fechada el 29 de julio de 2024. 

La eléctrica adujo razones de “seguridad pública” por “el carácter estratégico para la seguridad de suministro y para el sistema eléctrico de la central hidroeléctrica de Villalcampo”, apoyándose en un informe de REE que la incluyó entre las infraestructuras críticas para el sistema.

A preguntas sobre este asunto, la multinacional indica que “aunque el día 10 de octubre de 2024 concluyó el plazo concesional de 75 años de la presa y centrales de Villalcampo, Iberdrola continúa desempeñando sus labores de explotación conforme a la concesión otorgada a la espera de que la Administración instruya el correspondiente expediente de extinción”.

Iberdrola recuerda que las hidroeléctricas zamoranas de Ricobayo (donde ha inaugurado recientemente un centro de innovación de formación en renovables) y Castro ya “se ampliaron a lo largo de su vida operativa”, y “está esperando” la decisión del TSJE, “dado que estima que se han cumplido las inversiones que permiten ampliar el plazo, conforme al título concesional”.

“La compañía ha llevado a cabo un trabajo excepcional en la explotación de estas infraestructuras y también en el control de las avenidas por el Duero; en 1977 se amplió la central con la puesta en servicio de Villalcampo II, mejorando las capacidades de gestión de avenidas por el río”. La empresa mantiene once empleados de la comarca y la provincia de Zamora para operar la infraestructura.

Iberdrola cuenta con 17 instalaciones en Zamora con 976 MW, cuatro infraestructuras eólicas y 13 centrales hidroeléctricas, “una energía limpia y flexible que crea empleo y apuesta por la formación de profesionales en un sector en auge que ofrece trabajo a los jóvenes. Además, de la mano de la Fundación Rei Afonso Henriques forman a jóvenes de centros escolares zamoranos sobre los riesgos del cambio climático”.

Tres veces

La CHD tuvo que pedir tres veces a la Dirección General de Energía del ministerio (al que está adscrita), en enero y octubre de 2023 y en abril de 2024, “informe sobre lo que estimara conveniente acerca de las materias que considerara relevantes en atención a su competencia” sobre este asunto y la “importancia estratégica” del complejo “para la operación del sistema eléctrico, por su contribución a la garantía de suministro y su participación en la regulación del sistema”. 

“Consideramos especialmente relevante que la DG de Política Energética y Minas, se pronuncie sobre este aspecto, puesto que el carácter estratégico, defendido por la CHD en su propuesta, para justificar la continuidad del aprovechamiento hidroeléctrico, ha sido muy cuestionado por varios alegantes, que proponen su demolición”, decía el escrito, que preguntaba a Energía sobre “consecuencias de la interrupción temporal o permanente de la explotación” y, “en caso de continuidad”, “condiciones a exigir al futuro concesionario que debieran considerarse en la licitación del pliego de concurso público y posterior otorgamiento concesional. Dada la posibilidad de que la explotación futura pudiera otorgarse a un productor distinto del actual, y en caso afirmativo, prescripciones a considerar”.

El director general de Política Energética, Manuel García Hernandez, contestó el 25 de abril de 2024 que respecto a la futura concesión “se deberá garantizar a largo plazo la disponibilidad y la correcta operación y mantenimiento” de la central, atendiendo los requerimientos del operador del sistema. Respecto a su importancia estratégica, “no corresponde a esta Dirección general emitir juicio”, sino a REE, pero mantener y aumentar la energía hidráulica es “crucial” para cumplir el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) “y para la estabilidad del sistema”.

“Es muy importante señalar que, dentro de las diversas tecnologías de almacenamiento disponibles, en este momento el hidráulico aporta ventajas significativas frente a otros, ya que es una tecnología madura que presenta unos ratios energía/potencia mucho más elevados que otras tecnologías disponibles por lo que aporta una flexibilidad al sistema eléctrico en horizontes temporales superiores al diario, lo que le convierte en una pieza crucial para logar los ambiciosos objetivos del PNIEC”, dijo el director general.

La Confederación Regional de Empresarios de Castilla-La Mancha, Cecam CEOE-Cepyme Castilla-La Mancha, ha mostrado su “seria preocupación por la limitada capacidad de las redes eléctricas” en la comunidad autónoma. Lo definen como “una problemática que está frenando inversiones empresariales y comprometiendo el desarrollo económico en la región y en el resto del país”.

Los empresarios de Castilla-La Mancha advierten que la saturación de las infraestructuras eléctricas supone un serio impedimento para conectar nuevos proyectos industriales, lo cual limita significativamente la competitividad y el desarrollo empresarial en la región.

“Las empresas no pueden enfrentar restricciones que limiten su expansión y la realización de nuevos proyectos. Es fundamental que Castilla-La Mancha cuente con una infraestructura eléctrica suficiente para garantizar el futuro de la industria, la movilidad y las inversiones del tejido empresarial”, reclaman, sumándose así a las tesis que el Gobierno de Emiliano García-Page viene trasladando desde hace meses.

El 85% de los puntos de distribución ya operan “al máximo de capacidad”

Según Cecam, los mapas de capacidad de la red eléctrica para conectar nueva demanda evidencian la “magnitud del problema”.

En concreto, apuntan que “el 85% de los 445 puntos de conexión (nudos) de la red de distribución en Castilla-La Mancha ya operan al máximo de su capacidad, lo que impide incorporar nueva potencia eléctrica, no habiendo ya nudos disponibles en tres de las cinco provincias de la región”.

Eso, denuncian, “empuja a las inversiones a buscar destinos alternativos, no solo fuera de nuestra región, sino también de nuestro país al ser un problema generalizado, con infraestructuras más preparadas y un suministro eléctrico garantizado”.

Esta situación puede obstaculizar el aprovechamiento del impulso que la región ha hecho hacia las energías renovables

En este sentido, la Confederación Regional de Empresarios de Castilla-La Mancha ha instado a las autoridades competentes a actuar con “urgencia”, promoviendo inversiones que permitan modernizar y ampliar la red eléctrica, de manera que las empresas puedan desarrollarse y crecer sin restricciones a la par que hacer más eficiente la actual red.

La organización empresarial también advierte de que esta situación “puede obstaculizar el aprovechamiento del impulso que la región ha hecho hacia las energías renovables”.

“Si bien estas han contribuido a mantener precios energéticos competitivos, su potencial para atraer industria y generar empleo se verá limitado si no se acompaña de una infraestructura eléctrica adecuada y suficiente”, avisan los empresarios.

Iberdrola ha anunciado este miércoles que invertirá 58.000 millones de euros, un 30% más, hasta 2028, en el marco de la actualización de su Plan Estratégico hasta 2028, con el 65% de la inversión centrada en Reino Unido, principal destino (20.000 millones, 35% del total), y Estados Unidos (16.000 millones: el 30%) y el negocio regulado de las redes eléctricas como prioridad. El programa prevé “15.000 nuevas incorporaciones” a la plantilla de la multinacional.

Iberdrola prevé destinar el 65% de esta inversión a redes eléctricas reguladas, con rentabilidades garantizadas por las distintas administraciones. El 85% del total irá “a países con rating A con marcos regulatorios estables, predecibles y atractivos”. El objetivo es que el 75% del beneficio bruto operativo (Ebitda) sea “independiente” de los precios de la energía, a la baja por el boom de las renovables.

El presidente ejecutivo de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, ha justificado esta apuesta por las redes en que “nadie duda de que las renovables ofrecen una solución energética”, pero son una fuente distribuida, y hay que “trasladar” esa energía a los centros de consumo cuando muchas redes “se diseñaron hace cien años” y requieren de ingentes inversiones para digitalizarlas.

El grupo con sede en Bilbao mantiene su apuesta por Estados Unidos, aunque deja de ser su primer destino inversor, tras sus avisos sobre la incertidumbre regulatoria que supone el regreso de Donald Trump, que está intentando bloquear los megaproyectos eólicos de Iberdrola en la costa de Massachusetts. De los 16.000 milllones de inversión previstos para este país hasta 2028, 12.000 millones irán a redes y 4.000 millones, al área de generación y clientes.

El programa contempla 9.000 millones de inversión en la Península Ibérica (15% del total), 7.000 millones en Brasil (12%) y 5.000 millones para otros países de la UE y Australia. Más del 70% de la inversión se destinará al crecimiento.

El plan que presenta este miércoles en Londres la segunda utility de Europa por capitalización bursátil “transforma el perfil de Iberdrola hacia una empresa más regulada y más centrada en el Reino Unido y los Estados Unidos”, indica el grupo en una nota. “El objetivo es impulsar el crecimiento con más estabilidad, predictibilidad, rentabilidad y seguridad”.

La inversión en redes va a crecer un 50% respecto a los últimos cuatro años, hasta 37.000 millones. La actividad de Distribución va a recibir 25.000 millones “para alcanzar una base de activos de 50.000 millones en 2028”, el doble que en 2020. Otros 12.000 millones irán para el Transporte (el 95% en Reino Unido y Estados Unidos), para alcanzar una base de activos de 20.000 millones al final del plan, frente a los 6.000 millones de 2020.

De esos 37.000 millones en redes, el 70% irá a parar a Reino Unido (38% del total) y Estados Unidos (32%), un 18% irá a Brasil y el 12%, a España. En distribución, un “pequeño” porcentaje, 4.000 millones, será para España, ha indicado a los analistas el nuevo consejero delegado de Iberdrola, Pedro Azagra, que no obstante ha advertido de que esta inversión “podría variar más o menos en 1.000 millones en función de las condiciones finales aprobadas” por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para esta actividad.

“Si las condiciones no son buenas, nos iríamos a otros países”, ha dicho luego Galán, que ha confiado en que el regulador “tome nota” de cuál es la política de redes que está “intentado crear” el Gobierno español. A finales del año pasado el Ministerio para la Transición Ecológica dio unas inusuales directrices a Competencia sobre cuál debe ser la tasa de retribución financiera de las distribuidoras. La CNMC ha propuesto elevarla este verano al 6,46%, cifra que el sector considera insuficiente.

Muy “conservador”, en palabras de Azagra, va a ser el perfil de Iberdrola en generación para los próximos años. El grupo prevé destinar 21.000 millones al área de Renovables y Clientes, “el 75% en proyectos ya en construcción”. Un 38% se dedicará a eólica marina (donde tiene en la actualidad cinco proyectos en marcha), un 24% a eólica terrestre, un 10% a solar fotovoltaica y el 10% a almacenamiento.

En España, el área de generación de clientes recibirá 5.000 millones, de los que el 60% irá a generación renovable, de forma que la capacidad instalada al final del periodo en nuestro país será de 32.300 megavatios (MW), un aumento de 500 MW respecto a 2024.

El plan no contempla cambios en el calendario de cierre de la central nuclear pactado en 2019, que contempla la clausura de los reactores de la central de Almaraz en 2027 y 2028, “según el protocolo firmado” con el Gobierno, que en los últimos meses el sector ha pedido revisar.

Preguntado por los analistas, Galán ha descartado embarcarse en la construcción de nuevas centrales nucleares pero ha insistido en que “lo realista” es alargar la vida de los reactores, como están haciendo “muchos países”, con “un coste adicional pequeño”, para “producir energía de manera segura y competitiva”.

7.600 millones de beneficio

La mayor eléctrica española prevé un crecimiento de la demanda eléctrica en España del 2,1% en el periodo 2024-2028, el mismo que en Reino Unido y por debajo de los de EEUU (2,4%) y Brasil (3,4%). Galán ha dicho a los analistas que “en la mayoría de los países” la demanda latente por la electrificación y nuevos usos como los centros de datos es “enorme”. Ha puesto el ejemplo de España, donde hay una demanda “latente” de 60.000 megavatios (MW) que quieren conectarse a la red. Aunque, ha admitido, la mitad tiene un componente “especulativo”, hay unos 30.000 MW sobre los que el ejecutivo se ha dicho “optimista” de que puedan tener acceso en el enorme atasco de peticiones a la red.

La multinacional espera alcanzar un beneficio neto ajustado de 7.600 millones en 2028, con un incremento de 2.000 millones respecto a 2024, y repartir “cerca de 20.000 millones en dividendos entre 2025 y 2028”. La remuneración al accionista “seguirá creciendo en línea con los resultados” y “se destinará a dividendos entre el 65% y el 75% del beneficio por acción, con un mínimo de 0,64 euros por acción”. Objetivos que Galán ha confiado en poder “superar”.

La multinacional quiere mantener una “sólida posición financiera” alineada con un rating “BBB+” y prevé una generación de 52.000 millones de euros de flujo de caja en el período, impulsada por las nuevas inversiones, con una deuda neta que pasaría de los 52.000 millones de 2024 a 64.000 millones en 2028 y una ratio de apalancamiento que se situaría en el 47% en 2028, frente al 45,4% de 2024. También contempla 13.000 millones en ingresos por rotación de activos y alianzas, de los que ha completado el 75%.

De cara a 2028, y desde el punto de vista de las perspectivas macroeconómicas, Iberdrola considera que “la incertidumbre comercial persiste a pesar de los acuerdos recientes” y advierte de que “el aumento de los déficits fiscales podría provocar una inflación persistente, menor crecimiento y tipos de interés más altos”. El escenario que anticipa es el de tipos de interés en aumento para los próximos años, que en Europa se explicaría por la incertidumbre sobre la sostenibilidad de las cuentas públicas y el mayor gasto en defensa.

A más largo plazo, desde 2029 hasta 2031, el grupo anticipa unas inversiones de más de 45.000 millones, lo que elevaría la inversión hasta ese año a unos 103.000 millones, con el objetivo de seguir incrementando los resultados en al menos un dígito medio/alto y seguir elevando los beneficios sin perder la solidez financiera.

El Gobierno ha presentado este viernes las líneas generales de la propuesta de Planificación de la Red de Transporte de Electricidad hasta 2030, que implica un volumen de inversión total de 13.590 millones de euros, un 62% más respecto a los 8.203 millones previstos en la planificación vigente en la actualidad (2021-2026), incluyendo 1.520 millones para interconexiones con la UE.

A ese incremento en la red de transporte, que se sumará a las inversiones de más de 20.000 millones que se esperan para ese mismo periodo en la red de distribución, se suma el levantamiento parcial de los límites de inversión al sector que las empresas llevan años reclamando.

Mediante un real decreto que se va a sacar a consulta este viernes, el incremento de esos topes, también del 62% y con vigencia hasta 2030, va a implicar una inversión hasta 2030 de 11.300 millones para las redes: 7.700 millones para la distribución y 3.600 millones para el transporte. El límite se aumenta lo mismo en ambas actividades porque la tasa de peticiones de conexión a la red y rechazos es similar en las dos.

Durante la presentación de la nueva planificación y del proyecto de real decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de electricidad en un acto en Madrid, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha explicado que la nueva planificación eléctrica permitirá dar respuesta a 27,7 gigavatios (GW) de nueva demanda en la red de transporte de electricidad, lo que multiplica por catorce la demanda prevista en la anterior planificación (2GW).

De esos 27,7 GW de demanda prevista, prácticamente la mitad, 13,1 GW, corresponden a hidrógeno verde; 9 GW a industria; 3,8 GW, a permisos a centros de datos “adicionales a los ya concedidos”, como ha explicado el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard; y 1,2 GW, a electrificación portuaria.

Este fuerte crecimiento también se produce en la red de distribución, con 5,3 GW. Por eso la propuesta plantea 422 ampliaciones de conexión (142 en la red de transporte para nuevos consumidores, 84 para agentes especiales, como ADIF y puertos, y 196 apoyos a la red de distribución).

Por el lado de la generación, hay peticiones por 60 GW de nueva eólica, el doble de lo previsto en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), otros 150 GW de fotovoltaica –cinco veces más que en el PNIEC– y más de 100 GW de almacenamiento, que multiplican por nueve las previsiones del PNIEC.

La propuesta plantea actuaciones de mejora en el 21% de la red “y nuevos ejes para cohesionar y vertebrar más el territorio, con especial incidencia en zonas rurales. Estos refuerzos, por otro lado, facilitarán la integración de las renovables y el almacenamiento previsto –incluidos 6,6 GW de hidroeléctrica reversible–, limitando los vertidos esperados al final de la década al 3,3%”, explica Transición Ecológica.

Aagesen ha explicado que en las próximas semanas empezarán las reuniones trilaterales con la dueña de la red de transporte, Red Eléctrica (REE) y, las comunidades autónomas para someter a audiencia la pública la nueva planificación, que deberá aprobar el Consejo de Ministros en los próximos meses.

“Incremento excepcional”

La vicepresidenta ha avanzado que el proyecto de real decreto de Límites de inversión en redes eléctricas que se someterá a consulta pública hasta el próximo 6 de octubre incluye ese “incremento excepcional” del límite de inversiones del 62% respecto a los vigentes en la actualidad, que en el transporte está fijado en el 0,13% del PIB y en distribución, del 0,065%.

Este aumento es una pieza más del puzzle que debe guiar la actividad de la distribución (un monopolio regional regulado), para la que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha propuesto una tasa de retribución financiera del 6,46%, frente al 5,58% vigente hasta ahora, que el sector cree insuficiente.

Aagesen ha explicado que el levantamiento de estos límites se traduce en 7.700 millones de inversión en el caso de distribución y en 3.300 millones para el transporte, que “no suponen incrementos en la factura de los consumidores”, ha recalcado, dado que ese aumento se traduce en más demanda, que se va a repartir entre más agentes del sector.

Además, el decreto va a fijar los mismos condicionantes a las distribuidoras que se exigen a REE y se va a especificar a qué se va a destinar cada inversión para no desplegar redes “porque sí”, como ha señalado el secretario de Estado de Energía. Las distribuidoras, además, estarán obligadas a abrir procesos participativos explicando dónde y en qué van a invertir.

Aagesen ha explicado que “al menos” un 10% de ese incremento se va a destinar al refuerzo de la seguridad del sistema, con medidas entre las que ha citado el control de tensión, clave en el histórico apagón del pasado 28 de abril. Este refuerzo de la seguridad se va a aplicar a la red de transporte y a la de distribución, ha recalcado Groizard, que ha instado a incorporar “las lecciones aprendidas” de ese histórico cero eléctrico.

Aagesen ha indicado que durante la consulta pública previa de la nueva planificación, se han recibido más de 7.000 aportaciones, cinco veces más que en la vigente en la actualidad. El 41% de esas propuestas están relacionadas con la demanda.

La vicepresidenta ha subrayado que hoy España “tiene una realidad muy distinta” a la de 2018 gracias a la transición energética y el boom de las renovables y que esta planificación permite “anticipar” el despliegue de las redes y lograr que esta sea “la década de la electrificación”, que es “una gran oportunidad-país” y puede reforzar la competitividad.

En el ministerio son “conscientes de lo estratégico” de las redes eléctricas y Aagesen ha anunciado que, en vista del enorme atasco de peticiones de conexión en las redes, va a crear un grupo de trabajo para “optimizar” la capacidad de estas infraestructuras que incluirá a todos los agentes y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Ante varios ministros y, entre otros, el consejero delegado e Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, o el primer ejecutivo de Endesa, José Bogas, la vicepresidenta ha recordado que entre 2020 y 2024 se han concedido en España 43 GW de nueva demanda, cerca del récord histórico de demanda eléctrica (45 GW) que se alcanzó en 2007. En estos años, ha desgranado, se ha dado acceso a más de 12 GW en centros de datos, más de 11 en industria más, de 6 en nuevos desarrollos urbanísticos o más de 3,1 en hidrógeno renovable.

El ministerio destaca que “España tiene unas redes eléctricas con unos indicadores de calidad por encima de la media de los países de nuestro entorno y con una sobresaliente capacidad de integración de renovables, a la vez que contiene el coste de las infraestructuras para los consumidores. En los últimos años también ha acaparado el interés del tejido económico, por el bajo precio de la electricidad que proporcionan las renovables”, y desde 2020 se han otorgado derechos de acceso a las redes para proyectos de demanda de energía –industria, vivienda, centros de datos, vehículos eléctricos…– que suman esos más de 43 GW.

Las anteriores planificaciones de electricidad se centraron en atender las peticiones de acceso para generación –en la vigente las renovables representaban el 67% de las peticiones de conexión–, mientras que las peticiones de acceso para demanda tenían un crecimiento vegetativo, muy escaso en el sector residencial, y sólo alimentado por la red ferroviaria. En cambio, el principal motor de la próxima Planificación es la demanda, que representa el 41% de las solicitudes recibidas, más de 7.000, seguida por la generación, con el 40%, y el almacenamiento, con el 19%. “El número de peticiones no sólo se ha multiplicado por cinco, sino que los consumos son de mayor tamaño y ha cambiado notablemente su tipología”, explica Transición Ecológica.

El decreto que ahora se saca a consulta se basa en anticipar las inversiones para facilitar la electrificación, orientar las inversiones para dar respuesta a las necesidades presentes y futuras de los territorios; incentiva la modernización y la transparencia, busca precios competitivos de la electricidad y apuesta por preservar la protección medioambiental.

La Asamblea de Extremadura ha acordado elevar al Congreso una proposición de ley presentada por Vox, y respaldada por el PP, dirigida a reducir la denominada 'tasa Enresa', que abonan las eléctricas titulares de las centrales nucleares para financiar la gestión y almacenamiento de los residuos, al objeto de dar viabilidad a las mismas para la continuidad de estas instalaciones.

Sin embargo, al tiempo que el PP pide que se rebajen impuestos y tasas a las multinacionales eléctricas, se niega a renunciar al cobro de la ecotasa en Extremadura, la tasa que grava las instalaciones que inciden en el medio ambiente. La Junta de Extremadura prevé ingresar este año 84 millones de euros de la central nuclear de Almaraz por este concepto. Pero no solo eso, el Ejecutivo de María Guardiola también reclama una compensación fiscal por ser una de las comunidades que más electricidad genera.

PSOE y Unidas por Extremadura han votado en contra de esta proposición de ley para su remisión al Congreso de los Diputados, que está dirigida a modificar la disposición adicional sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Una vez que ha obtenido el visto bueno, el pleno ha designado, ante la falta de propuesta conjunta, a los tres diputados que defenderán esta iniciativa en la Cámara Baja, lo que se ha realizado en votación secreta por papeletas mediante llamamiento por orden alfabético. Los tres diputados elegidos han sido José María Vergeles (PSOE), con 27 votos; Abel Bautista, con 14 votos, y José Ángel Sánchez Juliá, con 13 votos, ambos del PP; mientras que el proponente Óscar Fernández (Vox) ha tenido cinco votos y ha habido cuatro votos en blanco.

Dicha proposición ha llegado a este pleno con el texto original, y una enmienda del Grupo Popular, rechazada por el resto de formaciones, tras un recorrido parlamentario que incluye enmiendas de totalidad de PSOE y Unidas por Extremadura, su debate en la Comisión de Hacienda, con 16 comparecencias, y denegación de enmiendas parciales de los socialistas (5) y de la coalición (2).

El diputado de Vox Óscar Fernández ha señalado que el objetivo es reducir la “abusiva” carga impositiva que soporta el sector, con “un aumento del 70 % en los últimos cinco años”, lo que hace “insostenible” su viabilidad económica. La formación, que plantea reducir de 1,036 céntimos de euros por kWh a 0,669 la tarifa fija unitaria, ha subrayado la necesidad de que la central nuclear de Almaraz, de la que dependen 3.000 familias, siga funcionando para aportar riqueza y empleo a la comarca, y Extremadura, para contribuir a la estabilidad del sistema eléctrico y a la soberanía energética.

A los socialistas, “huestes del futuro preso Gallardo”, les ha recriminado su “engaño masivo” con lo que dicen y luego hacen, pues el Gobierno central socialista “quiere cerrar Almaraz” y es lo que votan“ los diputados extremeños del PSOE; y al PP le ha pedido su apoyo a la proposición y que aplique la rebaja de la ecotasa autonómica.

El diputado del PP Hipólito Pacheco ha explicado que su enmienda parcial responde al hecho de que no ven necesario acotar en una ley una cantidad concreta para la tasa Enresa, la cual sí hay que blindar por ley ante un Gobierno que “intenta expulsar a la energía nuclear del mix energético por una ideología radical y trasnochada”.

Tras señalar que el PP defiende que tanto ciudadanos como empresas tienen que pagar impuestos, ha lamentado la “deslealtad” del Gobierno al “romper” el acuerdo alcanzado con las eléctricas en 2019 que fijaba el precio en 0,798 euros k/h que es lo que quieren “recuperar”.

Pacheco ha coincidido con Vox en afear al PSOE que “traicione a los extremeños” en el Congreso y ha aseverado que hay “tres socialistas extremeños que ”van a cerrar Almaraz“, refiriéndose a los exconsejeros en la Junta José Luis Navarro, Olga García (expresidente de Enresa y la actual responsable) y Pilar Lucio (vicepresidenta del Consejo de Seguridad Nuclear).

El diputado del PSOE José María Vergeles ha lamentado el “cinismo político” de PP y Vox porque se está hablando de “perdonarle a las eléctricas la contaminación por generar residuos radioactivos” cuando “quien contamina, paga”, además de tratarse de una iniciativa que es una “chapuza” y que nace “muerta” por no ser “competencia regional.

Desde Unidas por Extremadura Irene de Miguel entiende que si esta proposición de ley sale adelante sería “una vergüenza para Extremadura, saqueada por las grandes eléctricas”, de las que el PP y Vox se comportan como “mayordomos”: “hay que freírles a impuestos, no perdonarlos”, a la vez que ha advertido de que esto lo acabarían “pagando los consumidores en la factura de la luz”.

El consejo de administración de Iberdrola ha nombrado a Pedro Azagra nuevo consejero delegado en sustitución de Armando Martínez, según ha informado este martes la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). El relevo llega en un momento de tensión con el Gobierno a cuenta de la crisis abierta por el apagón y coincide con el anuncio de que distribuirá un dividendo mínimo de 0,404 euros por acción en el mes de julio, en concepto de dividendo complementario con cargo a los resultados de 2024.

Azagra, que desempeñaba hasta la fecha el cargo de consejero delegado de Avangrid, la filial del grupo en Estados Unidos, ha sido nombrado también consejero de la compañía, con la calificación de ejecutivo, por el procedimiento de cooptación y por el plazo que resta hasta que se reúna la junta general de accionistas, para cubrir la vacante de Martínez.

El 'número dos' de Iberdrola será miembro de la comisión ejecutiva delegada de la sociedad al haber sido designado consejero delegado y vocal de dicha comisión. Este martes, El Confidencial avanzaba que el presidente de la eléctrica, Ignacio Galán, preparaba cambios en la cúpula del Grupo ante la salida a corto plazo de varios históricos de la compañía y el nuevo plan estratégico 2024-2026, que presentará ante los inversores en septiembre.

Este cambio en la cúpula se produce una semana después de que el Gobierno emitiese el informe sobre el histórico apagón del pasado 28 de abril y que señalaba a “una combinación de factores” como detonante de la crisis energética, que tuvo su origen, según desveló en exclusiva elDiario.es, en la megaplanta Núñez de Balboa de Iberdrola en Badajoz. Aelec, la patronal de Endesa e Iberdrola, ha emitió su propio informe en el que “achaca una mala planificación” de las energia convencionales, las de ciclo combinado, hidroeléctrica y nuclear a Red Eléctrica.

Armando Martínez fue el primer consejero delegado nombrado por Ignacio Sánchez Galán, en lo que supuso la separación de funciones que algunos fondos de inversión llevaban años reclamando.

Según ha indicado la compañía en un comunicado, Azagra lleva 25 años en Iberdrola, “primero como director de desarrollo y responsable de la expansión internacional de la Compañía y desde hace tres años como CEO de la filial en Estados Unidos”. Además, es licenciado en Administración de Empresas y Derecho por Icade y ha sido profesor de Finanzas Corporativas y Fusiones y Adquisiciones.

La central fotovoltaica en la provincia de Badajoz con la que se inició el histórico apagón del pasado 28 de abril, al originar una serie de oscilaciones anómalas en la red, es la megaplanta Núñez de Balboa, de Iberdrola. Así lo confirman a elDiario.es varias fuentes conocedoras de los informes confidenciales de la comisión de expertos del Gobierno y del operador del sistema, Red Eléctrica, que pide investigar el “mal funcionamiento” de esta instalación, uno de los mayores parques solares del país.

El Gobierno ha concluido, tras 49 días de investigación, que el apagón ibérico fue un evento “multifactorial” sin una única causa que explicaría una conjunción de factores: insuficiente capacidad en el sistema para regular tensión como se esperaba, fallos en la programación de REE (que esta empresa niega), mal funcionamiento de los sistemas de control de tensión de instalaciones de generación y plantas que se desconectaron de forma “indebida”.

Fue, según el dictamen gubernamental, “una combinación de condiciones” que llevaron a “una reacción en cadena de sobretensión, no habiéndose identificado un fallo único que pueda explicar por sí solo la caída”.

Esa “reacción en cadena” arranca, según REE, media hora antes del apagón. Hasta el mediodía de ese lunes “nada hacía presagiar ni predecir remotamente los sucesos que acontecieron”, según el operador del sistema. Pero a las 12.03, una oscilación anómala reduce la tensión del sistema y obliga a tomar medidas urgentes.

Como explicó este miércoles en rueda de prensa la directora de Operación de REE, Concha Sánchez, esa fluctuación, “muy importante”, se prolonga casi cinco minutos y exige actuar “de forma inmediata” por ser una situación “peligrosa”: hay que cambiar la forma en que opera la interconexión con Francia, que deja de funcionar en corriente alterna y pasa a consigna fija, y se incrementa el mallado de la red, lo que complica el control de tensión.

El origen está en lo que el informe difundido este miércoles por REE denomina “Planta Fotovoltaica A”, que según las fuentes consultadas por elDiario.es corresponde a la planta Núñez de Balboa. En esos momentos, la instalación generaba unos 250 megavatios (MW), según se desprende del informe de REE. El del Gobierno (en su versión confidencial, en lugar de la publicada con numerosos tachones y los nombres de plantas y empresas borrados, como habían exigido las empresas eléctricas), apunta a “un comportamiento oscilatorio anómalo en el output de potencia activa y reactiva” de esta central de Iberdrola.

“En pocos segundos, la generación de la planta oscila con una amplitud pico-pico de en torno al 70% de la producción que tenía inmediatamente antes de la oscilación. Este comportamiento contrasta con el de otras plantas de la misma tecnología conectadas en el mismo nudo o nudos cercanos”, dice el documento publicado por el Ejecutivo la noche del martes.

Según el informe, esa oscilación es “más propia de las tecnologías síncronas”, como la nuclear o el gas, que “modifican su factor de potencia para mantener la tensión constante”, que de una planta fotovoltaica, “que está sujeta a un factor de potencia fijo” y en la que “el valor de potencia de salida, especialmente la activa, debería ser constante”.

Según el dictamen del comité, “durante esta perturbación se producen fuertes oscilaciones de tensión, no únicamente de frecuencia y potencia, principalmente en la zona sur y oeste de la península ibérica. A diferencia de las variabilidades de tensión anteriores detectadas esa misma mañana o en días anteriores, en este caso se trata de oscilaciones repetitivas de subida y bajada de tensión en el espacio de segundos, que siguen un patrón concreto coincidente con la oscilación en la frecuencia, a modo de vaivén”.

“Durante este periodo se reportan algunas llamadas por parte de agentes al Operador del Sistema a propósito de las oscilaciones” y “se detecta una caída brusca del amortiguamiento del sistema”, que “se hace más vulnerable”. La misma oscilación se reproduce a las 12.16 horas. Un minuto antes, la planta Núñez de Balboa ha “cambiado su producción” de los citados 250 MW a 350 MW.

Según el informe de REE, “no se observan fluctuaciones de la potencia activa de la planta”, pero sí “en la potencia reactiva”, la que necesitan para operar las redes eléctricas. Esta segunda oscilación de Núñez de Balboa llega poco antes de otra menos atípica con origen en el centro de Europa las 12.19, preludio a la sucesión de sobretensiones que comenzará a las 12.22, que el sistema no será capaz de absorber y acaba desembocando en el apagón.

REE apunta a un mal funcionamiento de Núñez de Balboa como explicación a ese comportamiento anómalo: “Se han analizado las condiciones de la red en el punto de conexión, potencia de cortocircuito y nivel de tensión, y ambas eran correctas, por lo que es probable que la oscilación fuese causada por un mal funcionamiento de un control interno o por una anomalía interna de la planta, que deberá aclarar el propietario de la misma”.

“Se ha revisado la otra planta que evacúa a la red de transporte a través de la misma instalación de enlace así como otras que evacúan en subestaciones próximas, y la única que oscilaba era la indicada”, dice el informe del operador del sistema publicado este miércoles.

El documento, que REE está obligada a publicar por normativa, dada la gravedad del apagón, reclama una “investigación de la causa de la aparición de la oscilación forzada originada en la planta fotovoltaica de la provincia de Badajoz e implementar las acciones correctivas para evitar su repetición”.

“Antes, durante y después”

A preguntas de elDiario.es, Iberdrola no comenta este asunto. Este miércoles, fuentes de la eléctrica indicaron a Europa Press que su comportamiento fue “intachable”, en contraposición con la gestión “temeraria y negligente” de REE, y manifestaron su “asombro” por las declaraciones de las responsables de Redeia, “que parecen confundir las consecuencias del apagón con sus causas”.

Mientras se prepara el terreno para depurar las responsabilidades por el apagón, de cara a las millonarias indemnizaciones que habrá que abonar a los afectados en el futuro, Iberdrola lleva semanas apuntando a REE, en tanto que operador del sistema eléctrico, como responsable.

Su presidente ejecutivo, Ignacio Sánchez Galán, dijo hace unas semanas que “la actuación de Iberdrola antes, durante y después del incidente respondió siempre a los protocolos y a la normativa establecida por el ministerio competente y por el operador del sistema, que es Red Eléctrica, que es al final la responsable de mantener las luces encendidas en el país”. La víspera, el consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, subrayó que “la responsabilidad de controlar las sobretensiones es de Red Eléctrica”.

El mal funcionamiento de Núñez de Balboa no es la única causa del apagón, pero sí el inicio de los eventos que desembocaron en ese cero ibérico sin precedentes, según REE, que fija su origen en la media hora previa.

Pero la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, apuntó el martes a una “mala planificación” la víspera del apagón por parte de REE en la potencia de reserva (gas y nucleares) en el denominado mercado de restricciones técnicas, que esta empresa niega: la potencia prevista estaba en mínimos anuales, y además una central se declaró indisponible y no se repuso.

El Gobierno también ha apuntado (este análisis lo comparte REE) que ese mercado de reserva no funcionó como debía: los tres reactores nucleares y los seis ciclos combinados de gas que debían operar en restricciones técnicas (un mecanismo con el que las eléctricas se embolsan miles de millones cada año) “no estaban regulando tensión” como debían cuando comenzaron esas sobretensiones. Destaca una central de gas en el sur de España que hace lo contrario de lo que debía: inyectó energía reactiva en lugar de absorberla.

Según la directora de Operación de REE, si estas plantas hubieran hecho su trabajo controlando la tensión, “no hubiéramos tenido apagón”. “El incidente se hubiera evitado”, aseguró la presidenta no ejecutiva de REE, Beatriz Corredor. La exministra socialista insiste en negar cualquier responsabilidad de esta empresa y descarta dimitir.

La tercera causa del apagón, según el dictamen del Gobierno, es una desconexión “indebida” de instalaciones: un “disparo en cascada de las plantas de generación renovable”, dice REE, que no identifica cuáles son porque las empresas del sector han pedido anonimizar toda la información que les afecte. REE sí ha accedido a que se publique la que le afecta.

Es probable que esta información aflore con el informe que prepara el regulador del sector, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

En el trasfondo del apagón está también la falta de mecanismos para permitir regular tensión a las renovables. Esta posibilidad figura en un procedimiento de operación que tiene ya 25 años. Su actualización, como recuerda el informe de REE, “está pendiente de aprobación desde el año 2021” por parte de la CNMC.

El informe de los expertos urge a ponerlo en marcha ya. También REE. En su informe lo reclama “para que toda la generación que tenga capacidad de controlar tensión en tiempo real deba activar dicho control y además se establezcan penalizaciones ante posibles incumplimientos”. Hace unas semanas, cuando elDiario.es reveló que Competencia llevaba años analizándolo, la CNMC aseguró que probablemente aprobaría ese nuevo servicio en mayo. Por ahora no lo ha hecho.

Existencia azarosa

La mayor eléctrica española es propietaria de algo más del 25% de la potencia instalada en España, unos 31.800 MW. En 2020 inauguró en Usagre (Badajoz) la enorme fotovoltaica Núñez de Balboa. Con una potencia de 500 MW y única instalación de Iberdrola en esa provincia, se presentó en 2019 como la mayor fotovoltaica de Europa, con capacidad para suministrar energía a 250.000 hogares. En 2022 fue superada como la mayor del continente por otra megaplanta de Iberdrola en Cáceres, la Francisco Pizarro (590 MW).

La Núñez de Balboa ha tenido una existencia azarosa. El Tribunal Supremo tiene pendiente confirmar la sentencia con la que hace tres años el Tribunal Superior de Justicia de Extremadura (TSJE) anuló la expropiación de las 525 hectáreas que ocupa. El verano pasado, la Fiscalía Europea abrió una investigación sobre el préstamo de 145 millones de euros que concedió a la planta el Banco Europeo de Inversiones (BEI). Hasta 2020 este organismo tuvo como vicepresidenta a Emma Navarro, hoy consejera de Iberdrola España.

A finales del año pasado fue absuelto Antonio Luna, exalcalde de Usagre, de un presunto delito de prevaricación administrativa vinculado a la licencia de obra de la instalación.

El esperado informe del comité que el Gobierno creó tras el histórico apagón peninsular del 28 de abril para explicar sus causas “con total transparencia”, en expresión de Pedro Sánchez, oculta, a petición de las empresas, qué instalaciones fallaron.

El Gobierno anunció este martes que publicaría “por la tarde” el informe, que finalmente no hizo público hasta las 23.00 horas de la noche.

Se trata de un documento sin validez jurídica (la participación de las empresas en esta investigación era voluntaria, recuerdan fuentes gubernamentales) y repleto de tachones para preservar la confidencialidad. El informe, de 182 páginas, reparte responsabilidades entre el operador del sistema, Red Eléctrica, y las eléctricas, al concluir que el apagón tuvo un origen “multifactorial” relacionado con problemas de sobretensión.

En concreto, “una combinación de condiciones que llevaron el sistema hasta el punto de que desencadenó una reacción en cadena de sobretensión, no habiéndose identificado un fallo único que pueda explicar por sí solo la caída del sistema”.

Por consejo de la Abogacía del Estado, el informe tiene información “anonimizada” debido a una “obligación de confidencialidad”, “en la mayor parte de las ocasiones” a petición de los actores implicados, de acuerdo con las explicaciones de la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, que va a comparecer esta semana en la Comisión de Secretos Oficiales del Congreso de los Diputados.

El documento no señala responsabilidades porque, como dijo Aagesen en la rueda de prensa tras el Consejo de Ministros, serán “los procedimientos administrativos” y judiciales los que deban fijarlas, en alusión a las decisiones que en su caso tomen el regulador del sector, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y la Audiencia Nacional, que ha abierto diligencias de investigación. Como trasfondo están las millonarias indemnizaciones en juego que van a reclamar los afectados por el corte.

El origen “multifactorial” de “una situación sistémica de sobretensión que es la que causa la desconexión generalizada de generación”, según el informe, y derivó en el mayor apagón de la historia de España, arranca la víspera. El domingo 27 el operador del sistema, Red Eléctrica (REE), cuyo mayor accionista (20%) es el Estado, programó la actividad de 10 centrales térmicas (la mayoría, plantas de gas con tecnología síncrona, en el argot del sector) con capacidad para regular tensión en el denominado mercado de restricciones técnicas, donde suelen acudir las centrales de ciclo combinado, que funcionan con gas natural.

Se trata del número “más bajo” de centrales programadas “desde el inicio de año”, destaca el Ejecutivo. Además, se declara indisponible una de esas centrales de gas (no se identifica a ninguna, pero está “en la zona sur”, dice el informe) a las 20.00 horas del domingo; y REE no la repone a partir de las 9.00 de la mañana del día del apagón, lo que apunta a un error de planificación del operador del sistema, aunque, según explicó Aagesen en una entrevista en la SER, “a la vista de las circunstancias y sus simulaciones vieron que no era necesario”.

El lunes del apagón, “algunas” de esas plantas de gas que eran capaces de regular la tensión (y cobran por ello) no lo hicieron y “alguna, incluso, produjo energía reactiva, lo contrario de lo requerido, contribuyendo a incrementar el problema”, según el departamento de Aagesen. De nuevo, no se identifica qué plantas son. Esa información “llegará”, dijo Aagesen en la SER.

La patronal aelec, a la que pertenecen Iberdrola y Endesa, afirmó este martes que tiene “evidencias” de que las centrales de sus socios “han cumplido con los requerimientos regulatorios en materia de control de tensión, como los contempla REE en el proceso de cálculo de restricciones técnicas” o incluso “por encima” de esas exigencias.

Media hora antes del apagón comienzan las dos oscilaciones en el sistema de las que ya advirtió la asociación europea de transportistas ENTSO-e, que también prepara su propio informe. La primera oscilación, “atípica”, tiene origen a las 12.03 en una instalación de generación fotovoltaica en Badajoz que no se identifica. Allí está una de las mayores fotovoltaicas de Europa, la Núñez de Balboa, de Iberdrola, con 500 megavatios de potencia.

Esta planta con “un comportamiento oscilatorio anómalo en el output de potencia activa y reactiva”, según el informe, obliga según Transición Ecológica “a modificar la configuración del sistema, incrementando las dificultades para estabilizar la tensión”. La oscilación tarda 4 minutos y 42 segundos en amortiguarse.

Tras una segunda oscilación más habitual con origen en Europa central, el Operador del Sistema reclama la disponibilidad de una central capaz de contribuir a regular la tensión, “pero fue técnicamente imposible que lo hiciera antes del colapso”: necesitaba hora y media para hacerlo.

A continuación, se desconectaron centrales de generación, “algunas de un modo aparentemente indebido” porque lo hicieron antes de superarse los umbrales de tensión establecidos por la normativa para ello (entre 380 kV y 435 kV en la red de transporte). Una vez iniciada la reacción en cadena, las protecciones habituales del sistema eléctrico no pudieron detener ni contener este proceso.

Algunas de estas protecciones, como los deslastres, “pudieron incluso contribuir al fenómeno de sobretensión al descargar todavía más las líneas, contribuyendo al alza de las tensiones, porque actuaron para compensar la caída de generación y no para gestionar la tensión”.

“En resumen, faltaron recursos de control de tensión, bien porque no estaban programados en suficiencia, bien porque los que estaban programados no la proporcionaban adecuadamente, o bien por una combinación de ambos, pero no porque faltaran en el país; había un parque de generación más que suficiente para responder”, según Transición Ecológica.

Este miércoles comparecerá en las oficinas de REE en Tres Cantos (Madrid) la presidenta no ejecutiva de su matriz Redeia, la exministra Beatriz Corredor, junto al consejero delegado, Roberto García Merino, y la directora general de Operación de REE, Concha Sánchez, para presentar el informe del operador del sistema sobre el incidente “en cumplimiento de la normativa vigente”.

Información sin entregar

El Comité ha encontrado “restricciones” a la hora de acceder a toda la información solicitada por parte de varios agentes del sistema, con envío de cartas incluido al sector, como adelantó elDiario.es. Se trata de la información sobre esas desconexiones de generación, según confirmó este martes por la noche Aagesen.

Una vez concluido su trabajo, “y siempre dentro de las condiciones de transparencia y confidencialidad con que se ha conducido, pondrá en conocimiento de la CNMC aquellas cuestiones que merecen ser estudiadas para, en su caso, abrir los correspondientes procedimientos administrativos, con todas las garantías, y todas sus consecuencias”, según el Gobierno.

El informe de la comisión interministerial descarta al fin la teoría del ciberataque que el Ejecutivo mantuvo abierta durante semanas.

El Gobierno aprobará en el próximo Consejo de Ministros un paquete de medidas para incrementar la robustez del sistema eléctrico e insta a la CNMC a que apruebe de una vez el nuevo servicio de control de tensión que según el propio súperregulador está obsoleto y que REE le propuso en 2021. La propia CNMC planteó cambiarla en 2019 y en 2022, tras reconocer “problemas continuos de control de tensión”, decidió ensayar ese nuevo sistema, que permitiría a las renovables regular tensión de manera masiva con menos sobrecoste para el consumidor, con un proyecto piloto. Lo hizo, según dijo tras el apagón la presidenta del súperregulador, Cani Fernández, porque la UE les obligó a hacerlo.

Así, el informe recomienda por un lado la “aprobación e implementación urgente del nuevo servicio del control de tensión”; y, por otro, “acelerar la constitución y adecuada dotación de la Comisión Nacional de Energía” (CNE), el antiguo regulador que absorbió la CNMC en 2013, para contar con un “supervisor especializado y focalizado exclusivamente en el sector energético, a la vista de la elevada complejidad y especificidad del sector, la creciente abundancia y concreción de normativa técnica aplicable, la necesidad de mayor supervisión y transparencia, y la criticidad del sector para el conjunto de la sociedad, de la economía y la seguridad nacional”. El proyecto de ley para recuperar la CNE lleva meses empantanado en el Congreso.

El informe ha sido presentado 49 días después del apagón, “prácticamente la mitad del tiempo que da Europa para que presente su informe a la UE” y mucho antes de lo previsto.

Aagesen había prometido que el documento estaría listo antes de tres meses desde el incidente, pero en los últimos días (en paralelo a la explosión del escándalo de presunta corrupción de Santos Cerdán, ya ex secretario de Organización del PSOE) se han acelerado las reuniones del comité interministerial que ha investigado el corte. Las últimas, el pasado viernes, el domingo y el lunes.

Este órgano presidido por Aagesen y formado “por profesionales estatales de reconocido prestigio” se creó el pasado 30 de abril. Estaba integrado por varios ministerios y ha celebrado 14 reuniones desde ese histórico cero ibérico, que ha provocado acusaciones cruzadas entre las empresas eléctricas (singularmente Iberdrola), y el operador del sistema, con el trasfondo de las multimillonarias indemnizaciones en juego.

En la investigación han participado más de 75 personas repartidas en 6 equipos, “con una coordinación público-privada sin precedentes y 3 niveles de análisis”: el operador del sistema, los centros de control repartidos por el territorio y las instalaciones de generación.

El comité ha analizado millones de datos sobre las operaciones del sistema eléctrico, desde informes técnicos y valoraciones de los operadores a mediciones de variables como la tensión, la frecuencia o la potencia. El informe estructura los hechos en 5 fases: la inestabilidad en la mañana del apagón e incluso los días previos; las oscilaciones entre las 12:00 y las 12:30 del 28 de abril; las pérdidas de generación; el colapso peninsular y la fase de reposición del suministro.

El Gobierno ha remitido este miércoles una carta a las principales empresas del sector eléctrico exigiéndoles que, antes del próximo martes, envíen la información pendiente sobre el histórico apagón del pasado 28 de abril, ante la “preocupación” por la “ralentización” en el envío de esos datos “en las últimas semanas”. También les urge a que “colaboren” en la investigación europea del incidente.

Según ha podido saber elDiario.es, la carta insta a las empresas a remitir esa información, en el caso de que no lo hayan hecho ya, “antes del martes 10 de junio”, indican fuentes del sector. Ha sido enviada al término de la undécima reunión del Comité de análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril, celebrada en la tarde de este miércoles en la sede del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

La misiva ha sido remitida tanto al operador del sistema, Red Eléctrica (REE), como a las empresas de generación, las distribuidoras, los centros de control y a los titulares de infraestructuras comunes de evacuación.

A todas ellas, la carta arranca indicando, según esas fuentes, que “en las últimas semanas se ha ralentizado notablemente” el envío de la información solicitada por esa comisión interministerial para esclarecer las causas del apagón, y el comité “manifiesta su preocupación por esta situación”.

Por ello, solicita a cada uno de los agentes del sector que “de no haberlo hecho remita la información pendiente” y faciliten “la máxima transparencia en la información remitida” para poder trasladarla a la ciudadanía. Da ese plazo hasta el lunes, y sin perjuicio de “nuevas aclaraciones” que puedan solicitarse.

Más de un mes después del histórico cero peninsular, cuyas causas siguen por esclarecerse, es la primera vez que ese comité da al sector un plazo concreto por escrito para el envío de la información, lo que puede interpretarse como un ultimátum en toda regla.

La carta añade: “Les instamos a que colaboren con el análisis de Entso-E”, en referencia a la investigación que, en cumplimiento de la normativa europea, está llevando a cabo la asociación de transportistas europeos sobre el apagón. Entso-E, como recuerda la carta, “se puso en contacto con la Administración” el pasado 28 de mayo “para que faciliten su labor”.

Lo hizo un día después de que la patronal aelec, que agrupa a Iberdrola o Endesa, reclamase “transparencia y una explicación técnica rigurosa sobre el apagón”, y exigiera a REE que “comparta los datos técnicos del incidente con los agentes del sistema”.

Tras esa petición de aelec en un duro comunicado, Entso-E se puso en contacto con el gabinete dirigido por Sara Aagesen “para solicitar su ayuda en la intermediación con los diferentes agentes del sistema eléctrico para poder recabar la diferente información que marcan sus protocolos de análisis”. Su petición estaba más relacionada con las eléctricas que con REE.

Como adelantó Cinco Días, el panel de expertos que investiga desde Europa el apagón pidió ayuda al Gobierno de España tras advertirle de que está encontrando falta de colaboración por parte de las grandes eléctricas para obtener datos relevantes que pudieran esclarecer las razones de lo ocurrido.

En la misiva enviada a la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, Entso-E indicó que “para garantizar que todas las partes relevantes en España proporcionen los datos necesarios, incluidos terceros (principalmente GRT [distribuidoras] y generadores), el panel de expertos contactó con Red Eléctrica mediante una carta recordando el marco legal pertinente para facilitar el suministro de datos por parte de terceros”.

“A cuentagotas”

La semana pasada, en una intervención en el Congreso de los Diputados, Aagesen ya apuntó a una cierta lentitud en el ritmo con el que se estaba recibiendo la información necesaria para la investigación por parte de algunas de las partes.

“Me gustaría agradecer a las empresas y a todas las entidades, a todos los operadores, las informaciones que nos han hecho llegar hasta el momento, pero también me gustaría señalar que la última semana la información, vamos a decir, llega a un ritmo mucho menor. Por decirlo de alguna manera, la información nos empieza a llegar con cuentagotas”, afirmó.

La ministra pidió así que el “espíritu de colaboración” se mantuviera y se mostró convencida de que se enviaría la información “lo antes posible” para poder “seguir avanzando” en la investigación.

Mientras se prepara el terreno para depurar las responsabilidades, de cara a las millonarias indemnizaciones que habrá que abonar a los afectados por el apagón en el futuro, Iberdrola lleva semanas apuntando a REE, en tanto que operador del sistema eléctrico, como responsable.

El presidente ejecutivo de la compañía, Ignacio Sánchez Galán, fue muy claro el pasado viernes durante la Junta de Accionistas celebrada en Bilbao: “La actuación de Iberdrola antes, durante y después del incidente respondió siempre a los protocolos y a la normativa establecida por el ministerio competente y por el operador del sistema, que es Red Eléctrica, que es al final la responsable de mantener las luces encendidas en el país”, dijo Galán.

La víspera, el consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, subrayó que “la responsabilidad de controlar las sobretensiones es de Red Eléctrica”, y apuntó que ese día se desconectaron 16 plantas de ciclo combinado, lo que apuntaría a que el sistema no tenía la suficiente inercia que aportan fuentes como el gas, la nuclear o la hidroeléctrica.

Por su parte, la presidenta de REE, Beatriz Corredor, ha apuntado en cambio a la generación convencional, que según dijo la semana pasada “estaba absorbiendo menos potencia reactiva de lo que la normativa de control de tensión les obliga”, eximiendo así de toda responsabilidad al operador del sistema.

La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha descartado que no hubiera inercia suficiente. Según expuso el pasado 21 de mayo, en ese momento cumplía los umbrales recomendados por Entso-e. Aagesen se ha comprometido a que el primer informe que explique las causas del suceso esté antes incluso de que hayan transcurrido tres meses desde el apagón.

La clave estriba en determinar cuál es la razón de las fuertes oscilaciones previas al incidente y los problemas de sobretensión en la red eléctrica. Se trata de una eventualidad que el sistema eléctrico gestiona con un procedimiento de REE que está obsoleto y data de hace 25 años, cuando las renovables eran testimoniales.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), responsable de aprobarlo, lleva analizando cambiar ese protocolo desde 2021, aunque ya en 2019 advirtió de que era necesario actualizarlo y ya en julio de 2022 reconoció “problemas continuos de control de tensión” en la red eléctrica peninsular, que abordó con dos proyectos piloto.

Una investigación académica recién publicada, basada en información “clasificada” durante décadas, describe el nacimiento de la energía nuclear en España durante la dictadura de Francisco Franco como ejemplo de “captura regulatoria” casi sin parangón en el mundo.

El estudio se publicó días antes del histórico apagón del pasado 28 de abril, que Donald Trump usó el viernes como argumento para impulsar la nuclear en Estados Unidos, y que ha exacerbado la campaña pronuclear del PP contra el cierre de los reactores (las empresas lo condicionan a que les bajen los impuestos) y a favor de una polémica mina de uranio en Salamanca.

Sus autores son dos académicos de la Universidad de Granada, Josean Garrues-Irurzun, catedrático de Historia e Instituciones Económicas especializado en electricidad (ha investigado la historia de Iberdrola, Red Eléctrica o la regulación del sector), y Juan Antonio Rubio. Ambos combaten la “visión edulcorada” de este proceso como ejemplo de “colaboración público-privada, como ocurre con la sanidad, cuando en realidad el que pone las condiciones es la empresa”, dice al teléfono Garrues-Irurzun.

Su tesis: que “al menos en la primera fase” del despliegue del sector la “captura del Estado español por parte del oligopolio eléctrico bancario fue una variedad distintiva” en el mundo, con un “grupo selecto de compañías eléctricas españolas, bancos afiliados e industrias de bienes de equipo asociadas” aprovechando “sus interconexiones financieras y la de sus directorios” y “marcos regulatorios débiles” para “restringir la entrada de nuevos competidores” y transferir “costes indebidos de las empresas a los consumidores, contribuyentes y ciudadanos”.

Estos “soportaron la carga a través del aumento de los precios de la electricidad a corto plazo, la moratoria nuclear a medio plazo y los gastos del desmantelamiento nuclear a largo plazo”.

Una captura con mecanismos “caracterizados por negociaciones opacas y explotación de información privilegiada” que “se asemejan a la corrupción presente en otros sectores económicos” en esa época. Administración y empresas “hicieron mal uso y abusaron de su poder, explotando la debilidad del Estado y actuando en detrimento del interés público”.

España fue uno de los pocos países subdesarrollados que se adentró en la carrera nuclear, la primera dictadura capitalista que conectó un reactor y uno de los tres países (junto a Estados Unidos y Japón) donde las primeras plantas fueron de propiedad y operación privadas.

En el resto, “los sistemas eléctricos eran de propiedad estatal o tenían una estructura mixta, lo que significa que el gobierno era directamente responsable de su regulación”, dice el estudio, que analiza la “etapa de transición” entre la autarquía de “consecuencias económicas nefastas” en los primeros 20 años de dictadura y el “relativo éxito económico” del desarrollismo (1959-1975) con los tecnócratas del Opus Dei.

El “enfoque singular” de España al desarrollar las nucleares “contrasta con la mayoría de países democráticos, donde el Estado ha dirigido las políticas energéticas en beneficio del interés público, legitimado por el voto ciudadano, en lugar de favorecer intereses oligárquicos específicos”.

Entre 1920 y 1970 la interconexión entre eléctricas y banca en España “no tiene parangón” con otros sectores. Siete grupos privados integrados en la antigua patronal Unesa (hoy Aelec) controlan “más de dos tercios de la producción eléctrica nacional”. Hay “una gran concentración de poder” en la banca: seis entidades acaparan dos tercios de los activos.

A diferencia de otros países, tras la Segunda Guerra Mundial las eléctricas españolas eluden la nacionalización. Un “éxito” solo “amenazado” por la aparición de empresas públicas como Endesa, hoy italiana. “Al lobby eléctrico le preocupaba que los objetivos nucleares del Gobierno” gestionados por el Instituto Nacional de Industria (INI) “se desviaran significativamente de los planes de la industria para controlar la distribución privada de la futura energía electronuclear”.

En los 50, eléctricas y Estado firman un acuerdo de colaboración para explotar un reactor experimental en Madrid. Pero se resisten “a un programa nuclear más avanzado que habría aprovechado la experiencia tecnológica británica y francesa con el uranio natural y, al mismo tiempo, habría alineado sus intereses comerciales (producción de electricidad) con los objetivos del Gobierno (producción de plutonio)”.

“Optar por el uranio natural habría favorecido a la facción conservadora de Franco, que abogaba por políticas militares y energéticas autosuficientes durante la fase autárquica”.

Una reunión de la Comisión Asesora de Reactores Industriales (CADRI) de diciembre de 1958 refleja los desacuerdos sobre el modelo de gestión. Estado y eléctricas “reconocían la necesidad de la colaboración público-privada, pero tenían motivaciones diferentes. Ninguna quería verse excluida de las decisiones relativas a la propiedad, el funcionamiento y la financiación”. El Estado quería “ampliar su papel más allá de la investigación” y las empresas, “recelosas de la implicación gubernamental en el desarrollo comercial de la energía nuclear, condicionaban su apoyo financiero a la no participación del gobierno”.

El régimen, “enfrentado a una grave crisis institucional y al colapso económico”, empieza “a ceder a las demandas de las compañías eléctricas”. Los tecnócratas del Opus aplican reformas económicas, aumentan la apertura comercial y liberalizan gradualmente el mercado interior, “siempre preservando las estructuras sociales y políticas tradicionales del franquismo”. 

Se opta por el uranio enriquecido, alineando la política nuclear española con la de EEUU, “promoviendo indirectamente la participación del sector privado y desviándose de una estrategia energética independiente”. Los tecnócratas fomentan “una mayor receptividad entre la élite a la participación del sector privado en la toma de decisiones económicas”, especialmente en la industria nuclear, unida a la creciente influencia de EEUU como aliado estratégico y “valioso socio económico” en los primeros años de la Guerra Fría.

“Esta nueva orientación política reforzó las estrategias corporativas de las eléctricas españolas frente al enfoque de «Estado promotor» del INI”.

Con las fianzas del Estado en los huesos, sin una política energética cohesionada ni “una estructura burocrática robusta, las grandes compañías eléctricas, más allá de las meras tácticas de presión política, explotaron estratégicamente su poder financiero y tecnológico”. “Varios grupos eléctricos-financieros, conocidos colectivamente como el Consorcio Nuclear (Nuclenor, Tecnatom y Cenusa) presentaron al CADRI proyectos de producción de energía nuclear que llevaban tiempo desarrollando en secreto”.

Y bajo la influencia de EEUU, “la política económica del gobierno español dio un giro significativo, facilitando el dominio de los intereses privados del oligopolio eléctrico sobre los intereses estatales autárquicos”. Los factores internacionales y nacionales inclinaron la balanza “a favor del oligopolio”.

El punto de inflexión llega en 1963. “Increíblemente”, el nuevo ministro de Industria, Gregorio López-Bravo, autoriza provisionalmente las dos primeras nucleares “antes de que se hubiera promulgado ninguna legislación sobre seguridad y responsabilidad civil”. La primera, Zorita (Guadalajara), inaugurada en 1968 y cerrada por una orden del Gobierno de José María Aznar de 2002. 

Los autores creen que la normativa aprobada entre 1964 y 1972, que sentó las bases de la regulación del sector, ilustra esa “captura regulatoria” con “dos características distintivas” respecto a otros países.

Por un lado, la Ley de Energía Nuclear de 1964, “tan significativa por lo que omitió como por lo que dictó”, reconoció a las empresas como posibles operadores del sector y “silenció deliberadamente la cuestión crucial de los modelos de propiedad y gestión (pública, privada o mixta)”. Y las tres primeras nucleares (Zorita, Garoña y Vandellòs I) ya funcionaban “antes de que la ley se hubiera completado y entrado en vigor” en 1972.

Otras dos decisiones refuerzan más a las empresas: la autorización administrativa (no una concesión por licitación) elimina la competencia por la propiedad y la gestión operativa de las centrales; y como en otros países, se decide “no exigir al capital privado responsabilidades excesivamente graves” en caso de accidente “favoreciendo” el desarrollo de la industria. Así lo dice la ley nuclear todavía hoy.

Sin contrapesos

El estudio concluye que “la ausencia de pesos y contrapesos facilitó sin duda la dirección de la política nuclear por parte de quienes contaban con mayor respaldo financiero y mejor información, en particular las empresas”. EEUU “proporcionó el combustible tratado, la formación y los métodos de pago necesarios” y el Estado asumió “muchos costes empresariales (preparación de combustible, eliminación de residuos y seguridad), cuando no los complementó con subvenciones”.

Una captura “coherente con lo ocurrido en el sector eléctrico durante el franquismo”, sin una estrategia “coherente” y la regulación “imperfecta” de un Estado débil, “autoritario pero sin autoridad real”, que “otorgaba demasiado poder a sus agentes y no controlaba a las empresas privadas monopolistas”.

Esto no significa, según los autores, que un programa nuclear en manos del Estado en la dictadura “hubiera logrado un mejor funcionamiento”. Pero las eléctricas “utilizaron su poder financiero y tecnológico, junto con la debilidad institucional y la falta de experiencia gubernamental en materia nuclear” con “presiones ilegales para garantizar la rentabilidad, eliminar la competencia, configurar el plan de inversión y obtener un trato fiscal y arancelario favorable”. 

“El oligopolio eléctrico-bancario aprovechó su posición como único actor” capaz de hacer esas inversiones y “condicionó su participación en el programa a la obtención de garantías de rentabilidad y la externalización de muchos costes”.

Para asegurarse de que sus inversiones fueran rentables, las eléctricas “priorizaron la eliminación de la competencia de terceros”, “se aseguraron un sistema de tarifas que cubriera sus costes de inversión y garantizara una rentabilidad satisfactoria” y “buscaron un trato favorable de la Administración en materia fiscal, tarifaria y financiera, incluidas las subvenciones y la externalización de costes”.

“La dictadura franquista desestimó manifiestamente el interés público”, algo “inherente a la ilegitimidad de los regímenes autoritarios” y “lógico en una dictadura manifiestamente corrupta como la de Franco”.

Sin embargo, el modelo de colaboración público-privada implantado en la central de Vandellòs en 1972, “unido a la elección de un reactor de uranio natural-grafito, hace pensar que la captura regulatoria no se realizó plenamente”, si bien los intereses privados “acabaron prevaleciendo” en la “decisión crítica” sobre la propiedad y gestión de las centrales, algo que “ha perdurado” hasta hoy.

Para los autores, hubo que esperar a que “el gobierno socialista estableciera un poder regulador para hacer frente al poder de mercado del oligopolio eléctrico-bancario”. Hasta finales del siglo XX no hubo una regulación “sólida” del sector. “Como en otros países con gobiernos autoritarios, la transición del Estado promotor al Estado regulador no implicó la creación de organismos reguladores independientes que mediaran entre productores y usuarios” hasta la democracia. 

Extremadura aleja la posibilidad de rebajar la ecotasa a la central nuclear de Almaraz después de que la Comunitat Valenciana haya anunciado su eliminación. Pero el Gobierno que dirige María Guardiola exige la cuadratura del círculo: bajará la tasa a la instalación cacereña, por la que recauda 84 millones de euros, siempre y cuando reciba una compensación fiscal por ser una de las comunidades que más electricidad que genera y si el Gobierno también rebaja impuesto a las multinacionales eléctricas.

La portavoz de la Junta, Victoria Bazaga, ha explicado que una bajada de impuestos, en ningún momento supresión, a la central nuclear debe ir acompañada de una “revisión integral de todo el sistema tributario de la energía” y que se tenga en cuenta “el esfuerzo que hacen las regiones productoras, que no se ven favorecidas ni reflejadas en la recaudación”. Además, el Ejecutivo extremeño pide que ese análisis se haga de forma conjunta con el Gobierno central, las empresas y las comunidades autónomas, “y no de forma unilateral, que siempre perjudica a los mismos”.

Por ello, Guardiola no comparte la postura de Carlos Mazón, que el lunes anunció que el Govern iniciaría el proceso para acabar con la ecotasa. Según la Junta, “Mazón tiene una situación muy concreta y muy especial y la respetamos, tiene que trabajar de otra manera”.

Sin embargo, el anuncio del presidente valenciano ha servido para que Vox en Extremadura retire su propuesta de impulso en la Asamblea para modificar la ecotasa a Almaraz y haya registrado este martes otra para reclamar su eliminación.

Para el portavoz del partido de extrema derecha, Óscar Fernández, se abre una “nueva oportunidad” para el Gobierno de María Guardiola de dejar de hablar, “porque Almaraz se defiende con acciones y no con palabras que se las lleva el viento”.

Fernández ha recordado, además, que su grupo registró el pasado 4 de febrero una propuesta de ley para reducir la ecotasa autonómica, cuya tramitación vetó el Ejecutivo por su impacto en el ejercicio presupuestario.