Colectivos vecinales y el propio ayuntamiento de Maruri-Jatabe han denunciado nuevos vertidos de bentonita a causa de las obras para establecer la interconexión entre Euskadi y Francia a través de un cable submarino. Las obras estuvieron paralizadas por el Gobierno vasco desde el mes de marzo hasta el pasado mes de junio, precisamente tras detectarse vertidos de esta sustancia a las aguas superficiales y subterráneas de la zona, en diversos arroyos, y en los ríos Atxuri, Oleta y Butrón. En principio, las perforaciones se retomaron después de que Red Eléctrica -que es la empresa responsable de esta obra- acordara con la Agencia Vasca del Agua -URA- la adopción de nuevos protocolos para evitar los vertidos, entre ellos “métodos constructivos alternativos o suficientemente modificados que minimicen el riesgo de episodios de excedentes de bentonita”. Sin embargo, poco después de retomarse de nuevo los trabajos, los vertidos se han repetido e intensificado desde principios de este mes, según denuncia Maite Martín García, de Maruri-Jatabe Bizirik Elkartea. “No se ha cambiado nada”, dice.

Esta asociación, junto con otras plataformas ciudadanas como Interkonexio Elektrikorik Ez y Boluntak, han presentado varias denuncias ante la Ertzaintza por estos vertidos y han llegado hasta la Fiscalía, que estudia la situación. Los Ayuntamientos de Maruri-Jatabe y de Gatika también han denunciado los vertidos, aunque los vecinos lamentan que las diferentes administraciones no están velando porque se proteja debidamente esta zona, y están actuando siempre a posteriori de las denuncias vecinales, que se llevan produciendo desde hace un año. “Los vertidos de bentonita se iniciaron en Gatika y ahora llega a Maruri. La bentonita llega a los acuíferos, que llega a los riachuelos y que llega al río Butrón”, señala Maite García, que recuerda que se trata de una cuenca que es hábitat del visón europeo y hay que proteger.

En concreto, los últimos vertidos más evidentes de bentonita se han concentrado en el camino de Urrutis, que han causado “importantes daños” en el firme de esta ruta de gran recorrido usada habitualmente por peatones y senderistas, según han denunciado también desde el Ayuntamiento de Maruri-Jatabe. Sin embargo, desde Red Eléctrica, han insistido en que las obras “cumplen con el protocolo de prevención, vigilancia y contención para garantizar la protección del entorno natural” y han subrayado que la bentonita usada en los trabajos de perforación “ es una arcilla natural catalogada como residuo no tóxico por la UE”. Una afirmación que rebaten desde Maruri-Jatabae Bizirik Elkartea, pese a su reconocimiento como residuo no tóxico. “Lo que hace la bentonita es sellar, y hace que todo lo que está debajo no tenga oxígeno y que todo lo que está por encima no se acerque abajo. Es decir, anula por completo los acuíferos y las tierras también”. “Tiene una repercusión en los acuíferos”.

Los vertidos de bentonita están normalmente ligados a episodios de lluvias. Red Eléctrica ha insistido en que “si la arcilla natural alcanza la superficie de forma puntual por un punto distinto al previsto, se actúa de forma inmediata, recogiendo y limpiando la zona”. Desde la asociación vecinal han reiterado, sin embargo, que se está actuando a golpe de denuncia de particulares, mientras las administraciones “no cumplen con la labor de vigilancia que deben tener”.

Los tres expedientes sancionadores abiertos por el Gobierno vasco, que dieron lugar a la paralización de las obras se resolvieron con tres multas que suman en total 22.400 euros: la primera a Red Eléctrica, de 1.200 euros. La segunda y tercera, de 9.200 y 12.000 euros, respectivamente, a la Sociedad Española de Montajes Industriales.

El proyecto avanza pese a los meses de paralización

Red Eléctrica inició el pasado 3 de agosto el tendido del cable submarino de la interconexión eléctrica con Francia por el Golfo de Bizkaia, una infraestructura que desarrolla junto al gestor francés RTE a través de la sociedad conjunta Inelfe. Los trabajos en el mar se desarrollarán en varias campañas entre este verano y el verano de 2027, entre la costa vasca y la costa francesa, en las proximidades de Burdeos. Los cables se instalarán a profundidades de hasta 140 metros y permanecerán enterrados o protegidos con roca a lo largo de todo el recorrido, en función de las características del fondo marino. El tramo submarino tendrá una longitud total de 276 kilómetros y se completará con un recorrido terrestre de 27 kilómetros en territorio francés para salvar el cañón submarino de Capbreton antes de volver al mar.

De forma previa al tendido submarino, Red Eléctrica ha ejecutado en el municipio vizcaíno de Lemoiz la obra de aterraje, que conecta el tramo terrestre con el mar. Para ello se han realizado cuatro perforaciones dirigidas de algo más de un kilómetro bajo el acantilado, con salida al fondo marino a unos 500 metros de la costa, con el objetivo de minimizar la afección ambiental. Los cables enlazarán posteriormente la costa vasca con la estación conversora de Gatika a través del tramo subterráneo, mientras que en Francia conectarán con la estación conversora de Cubnezais, en el entorno de Burdeos. La compañía ha señalado que la ejecución del proyecto alcanza ya el 60% de su desarrollo. Una vez finalizada la interconexión, que se espera esté operativa en 2028, la capacidad de intercambio eléctrico entre España y Francia aumentará de 2.800 a 5.000 megavatios.

El Gobierno, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y el operador del sistema eléctrico, Red Eléctrica de España (REE), suman ya más de veinte medidas aprobadas o en trámite para intentar reforzar el control de la tensión eléctrica, clave en el histórico apagón peninsular del 28 de abril de 2025.

El despliegue se ha acelerado este verano y el esfuerzo regulatorio apuntala la idea de que había un vacío legal en esta materia en el momento del apagón. Justo lo que negó en abril la entonces presidenta de la CNMC, Cani Fernández, en una de sus últimas comparecencias en el Congreso de los Diputados, tras advertir de ello tanto REE como las grandes eléctricas, los dos bandos que se culpan del peor incidente de este tipo en Europa.

El Ministerio para la Transición Ecológica cerró hace unos días una consulta para la reforma “urgente” de un decreto de 2000 que regula las actividades de transporte, distribución, comercialización y procedimientos de autorización de instalaciones eléctricas, que entre otras cosas, actualiza el marco aplicable al control de tensión de las instalaciones de producción y permite a las renovables participar activamente en este servicio.

El objetivo es que la configuración “por defecto” de estas plantas haga “una mayor contribución al control de tensión del sistema, aprovechando las capacidades técnicas con las que ya cuentan estas tecnologías en cumplimiento de la normativa europea y nacional, y reduciendo con ello la necesidad de uso de centrales fósiles”. Así “se reduce el recurso a la generación convencional para el control de tensión y se refuerza la seguridad del sistema eléctrico, lo que resulta especialmente urgente a medida que se incrementa la penetración de renovables”, justifica la propuesta.

El último Consejo de Ministros antes de las vacaciones de agosto aprobó, a propuesta de Transición Ecológica, el Real Decreto con los planes de inversión de las redes de transporte y distribución: hasta 17.900 millones de euros adicionales hasta 2030, y uno de los aspectos que condicionan el incremento del tope de inversiones de las distribuidoras (hasta 10.200 millones) es que se destinen “exclusivamente” a, entre otras cuestiones, control de tensión. Es el primer aspecto que se contempla, junto a otros como mejorar la observabilidad de las instalaciones y ciberseguridad.

El decreto se anunció en septiembre junto a la Propuesta de planificación de la red de transporte hasta 2030, pendiente de aprobarse, y que también prioriza el control de tensión y la integración de renovables, incluidas en un conjunto de actuaciones de más de 4.440 millones para reducir las denominadas restricciones técnicas: el coste de resolver congestiones de la red al margen del mercado mayorista diario que incluye la denominada “operación reforzada” que aplica REE desde el apagón; este colchón extra de seguridad, con más gas (y que las generadoras trasladan a los consumidores), ha tenido un coste de 666 millones solo en un año, según Redeia (matriz de REE).

El último Consejo de Ministros de julio también modificó aspectos puntuales de la Planificación vigente de la red de alta tensión (2021-2026): 615 millones de inversión (instalación de reactancias, compensadores…) para aumentar la resiliencia del sistema, abaratar la factura y reducir las importaciones de energía y las emisiones. Una medida en respuesta a una solicitud de REE, en línea con las recomendaciones de Entso-e (la asociación europea de transportistas que elaboró el informe sobre el apagón) y ACER (regulador europeo), para “complementar y mitigar la aplicación del mecanismo de restricciones técnicas para controlar la tensión y amortiguar las oscilaciones”.

Ya en julio de 2025, tras el informe del comité de investigación del Gobierno que repartió culpas sobre el apagón, Transición Ecológica aprobó otra modificación puntual con 65 actuaciones urgentes por importe de 750 millones para “incorporar herramientas adicionales a las redes que faciliten el control de tensión, la estabilidad ante oscilaciones y en general, el refuerzo del sistema”.

Decretos ley

A finales de junio, el Real Decreto-ley 18/2026 de respuesta a la guerra en Irán introdujo novedades en este aspecto. Reforzó el papel operativo de las distribuidoras, permitiéndoles impartir instrucciones directas para controlar tensión y operar sus redes. Un cambio en la Ley del Sector Eléctrico incorporó expresamente el control de tensión entre las funciones que se les encomiendan en el ámbito de las redes que gestionan.

El aluvión normativo comenzó en junio de 2025. Semanas después del apagón, Transición Ecológica impulsó otro decreto-ley (luego lo tumbó el Congreso) con 24 medidas para incrementar la resiliencia del sistema. Tras decaer el texto, el ministerio aprobó en noviembre un Real Decreto urgente (997/2025) que, sin pasar por el Congreso, recogía buena parte y obligó a la CNMC a realizar informes trimestrales sobre el control de tensión que el organismo se resistía a elaborar.

Además, el decreto emplazó a REE a proponer modificaciones normativas para reforzar todo lo que falló ese fatídico día: amortiguamiento frente a oscilaciones, velocidad de cambios de tensión en el sistema, calidad en la inyección de potencia activa por parte de las instalaciones de producción, funcionamiento de los servicios de ajuste, requisitos de monitorización y remisión de datos para análisis de incidentes.

Tras ese encargo, el operador del sistema pidió a la CNMC cambiar seis procedimientos de operación (1.1, 1.4, 8.2, 11.2, SENP 1 y 8.2) y aprobar otro (el 1.7), con medidas como desconectar instalaciones “cuyo comportamiento pueda comprometer la seguridad del sistema eléctrico”. REE cita “la inyección de potencia reactiva que pueda comprometer de forma significativa el cumplimiento de los umbrales de tensión en nudos de la red de transporte, así como la introducción en el sistema de oscilaciones de cualquier naturaleza”, como la que produjo antes del apagón una gran fotovoltaica de Iberdrola.

Esta “medida extraordinaria” para “preservar la seguridad del sistema eléctrico”, “por la naturaleza de las situaciones que pueden requerir su aplicación, no resulta posible establecer una relación exhaustiva de supuestos”. Su adopción “no responde a criterios discrecionales y podrá resultar de aplicación a cualquier instalación cuyo comportamiento genere un riesgo potencial relevante”, según REE.

El texto que acaba de publicar señala que los umbrales de referencia de variabilidad de tensión “se han determinado a partir del análisis histórico de un conjunto representativo de nudos de la red del Sistema Peninsular” y tras “un seguimiento diario de los niveles de tensión y de su variabilidad en dichos nudos” realizado desde otoño. REE trabaja en otro PO para los centros de control. Cuando esté vigente supondrá derogar uno de los que ahora se reformarán (el 8.2).

Esos PO los debe aprobar Competencia, que tras el apagón ha dado luz verde a una cascada de regulaciones sobre control de tensión. Semanas después del histórico colapso energético, tras cinco años analizándolo, actualizó (junto a otros cuatro PO) el ya famoso PO 7.4, específico sobre esta cuestión y que databa de 2000, cuando las renovables eran testimoniales. El pasado 25 de junio volvió a actualizar el 7.4 junto al PO 14.4, para incentivar que las energías limpias participen en el control de tensión de forma dinámica, como hacen desde 2020 en Portugal, que comparte su mercado eléctrico con el español.

En octubre, tras más variaciones bruscas de tensión en las semanas previas, Competencia aprobó a petición de REE y ante “los riesgos para la seguridad del suministro”, cambios urgentes en tres PO (3.1, 3.2 y 7.2) que luego prorrogó sucesivamente “para facilitar la estabilización de la tensión en el sistema eléctrico peninsular”. También se modificaron las rampas de incorporación de las renovables.

La CNMC creó en febrero, en el marco de un plan de actuación para asegurar la estabilidad del sistema, tres grupos de trabajo sobre control de tensión, a corto plazo y para las redes de transporte y distribución, por lo que son esperables más cambios normativos en las áreas que competen al organismo que desde hace unas semanas preside el catedrático Juan José Ganuza. Este martes se publicaba en el BOE la nueva regulación de la CNMC para facilitar la conexión de nuevos consumidores a la red eléctrica mediante permisos de acceso flexible.

Y para los permisos destinados a los consumidores más grandes, los denominados de “tipo 3”, para las instalaciones de consumo conectadas directamente a la red de transporte peninsular con capacidad flexible superior a 1 MW, el texto señala que deberán “cumplir los requisitos de reactiva o, en su caso, de control de tensión que se establezcan”. Los titulares de estos puntos deberán estar preparados para reducir su consumo cuando el operador del sistema lo solicite por razones estrictas de seguridad.

Competencia tiene abiertos 64 expedientes sancionadores por supuestos incumplimientos relacionados con el apagón. Ha cifrado en 39 millones el coste de reponer el servicio tras el cero energético. Su informe de marzo con recomendaciones sobre el incidente concluyó que uno de los factores que contribuyó al “fenómeno de sobretensiones” fue “que el sistema mostraba una insuficiencia de capacidades de control dinámico de tensión”.

El documento reclamó medidas para mitigar “los cambios bruscos de tensión y que refuercen la coordinación entre los gestores de red y la visibilidad de sus redes” y avanzar en la armonización normativa a nivel europeo y nacional en materia de límites de tensión y temporalidad de las sobretensiones, garantizando márgenes adecuados de seguridad. Aunque, según la CNMC, “en el momento del incidente, el sistema disponía de herramientas normativas y regulatorias, así como de mecanismos para garantizar el suministro”.

Red Eléctrica, filial de Redeia responsable del transporte y la operación del sistema eléctrico en España, ha iniciado el tendido del cable submarino de la interconexión eléctrica con Francia por el golfo de Bizkaia, una infraestructura que desarrolla junto al gestor francés RTE a través de la sociedad conjunta Inelfe. Según ha informado la compañía, el inicio del tendido supone un nuevo hito en la ejecución de este proyecto estratégico, que conectará los sistemas eléctricos de la península Ibérica y Francia mediante un trazado íntegramente subterráneo y submarino.

La infraestructura contará con cuatro cables submarinos, además de otros de fibra óptica para la operación del enlace. Los trabajos en el mar se desarrollarán en varias campañas entre este verano y el verano de 2027, entre la costa vasca y la costa francesa, en las proximidades de Burdeos. La primera fase del tendido, correspondiente a un tramo de 65 kilómetros frente a la costa vasca, está siendo ejecutada por la compañía danesa NKT con el buque cablero 'NKT Victoria', que también ha suministrado los cables del proyecto, ha informado, según recoge Europa Press.

Los cables se instalarán a profundidades de hasta 140 metros y permanecerán enterrados o protegidos con roca a lo largo de todo el recorrido, en función de las características del fondo marino. El tramo submarino tendrá una longitud total de 276 kilómetros y se completará con un recorrido terrestre de 27 kilómetros en territorio francés para salvar el cañón submarino de Capbreton antes de volver al mar. Como paso previo al tendido submarino, Red Eléctrica ha ejecutado en el municipio vizcaíno de Lemoiz la obra de aterraje, que conecta el tramo terrestre con el mar. Para ello se han realizado cuatro perforaciones dirigidas de algo más de un kilómetro bajo el acantilado, con salida al fondo marino a unos 500 metros de la costa, con el objetivo de minimizar la afección ambiental. Los cables enlazarán posteriormente la costa vasca con la estación conversora de Gatika a través del tramo subterráneo, mientras que en Francia conectarán con la estación conversora de Cubnezais, en el entorno de Burdeos.

Colaboración con Azti

Red Eléctrica ha destacado que el diseño del trazado se ha realizado en coordinación con las administraciones y el sector pesquero y siguiendo criterios de sostenibilidad para reducir el impacto sobre el entorno. Además, el proyecto cuenta con la colaboración del centro tecnológico Azti, con el que desarrolla un programa de seguimiento ambiental para monitorizar la presencia de mamíferos marinos y de poblaciones de peces de interés comercial en el área de influencia de la infraestructura, ha asegurado.

La compañía ha señalado que la ejecución del proyecto alcanza ya el 60% de su desarrollo. Una vez finalizada la interconexión, la capacidad de intercambio eléctrico entre España y Francia aumentará de 2.800 a 5.000 megavatios, lo que permitirá reforzar la seguridad y la calidad del suministro, facilitar una mayor integración de energías renovables y contribuir a la autonomía energética de la Unión Europea.

Una incidencia durante unos trabajos de mantenimiento en la subestación de Treto ha provocado la interrupción temporal del suministro eléctrico de unas 27.000 personas en Laredo y alrededores.

En declaraciones a Europa Press, fuentes de EDP Energía han explicado que la incidencia se registró en torno a las 12.00 horas y que los equipos de operación de la red actuaron “de forma inmediata”, y ya han conseguido recuperar el servicio para más del 80 por ciento de los clientes afectados mediante maniobras de telecontrol realizadas desde el centro de operaciones.

Además, han señalado que, en estos momentos, EDP mantiene movilizados a sus equipos para restablecer el suministro a los clientes afectados, y se espera que en menos de una hora esté todo repuesto. Finalmente, EDP ha apuntado que los técnicos siguen analizando las circunstancias concretas que originaron el incidente.

El consejero de Transición Ecológica del Gobierno de Canarias, Mariano Hernández Zapata (PP), ha insistido este miércoles en la instalación de una central eléctrica flotante en el puerto de La Luz y de Las Palmas, señalando que será “puntual y temporal”, y no afectará a la operatividad del recinto.

En respuesta a una pregunta del Grupo Socialista en comisión parlamentaria ha dicho que “sólo se encenderá en el caso de que haya riesgo de apagón en Gran Canaria” y una vez se hayan puesto en funcionamiento el resto de grupos, aparte de que el barco dejará de estar atracado cuando culminen los concursos de renovación de centrales térmicas que tiene que sacar adelante el Gobierno central. Cabe señalar que estos concursos se dilatan años, y de hecho, el concurso anunciado este año se ha fijado para 2031.

Ha insistido en que este buque es la “única opción viable” para garantizar el suministro eléctrico en Gran Canaria ya que puede cubrir hasta 100 megavatios y ha comentado que pese a ser un barco de bandera turca, va a cumplir con todas las exigencias medioambientales que se exigen en la Unión Europea.

“Lo que no podíamos hacer de ninguna manera en el Gobierno era quedarnos de brazos cruzados”, ha comentado.

El consejero ha descartado el uso de baterías ya que aún no hay una “tecnología madura” para cubrir la alta demanda de islas como Gran Canaria o Tenerife y dejado claro que el barco solo entrará en funcionamiento cuando finalice todo el proceso de declaración de impacto ambiental.

Zapata ha destacado el trabajo de manera “coordinada” que se realiza con el Ministerio de Transición Ecológica “para que la generación de emergencia sea una realidad en Canarias” al tiempo que afeado al Pacto de las Flores que no hizo “nada” cuando disponía de un informe de Red Eléctrica que alertaba del riesgo de apagones en las islas. Cabe recordar que el concurso para dotar de más generación eléctrica a Canarias dependía del Gobierno central, y fue finalizado en esta legislatura, tras 13 años de retraso (debía resolverse con Mariano Rajoy aún de presidente).

El PSOE pide más transparencia y seguridad

Alicia Vanoostende (PSOE) ha dicho que su grupo tiene “cierta preocupación” con la instalación de una central térmica flotante porque utiliza combustibles fósiles y va a estar próxima a barrios residenciales, espacios portuarios y entornos marinos de enorme valor ambiental.

Por ello ha indicado que la “obligación” del Gobierno no es solo garantizar el suministro eléctrico sino también “garantizar la máxima transparencia, la máxima seguridad y la máxima protección de la salud pública y del medio ambiente”.

Ha advertido del “historial” que precede al buque, implicado en derrames de hidrocarburos en República Dominicana, con proyectos en Sudáfrica que acabaron inmersos en procedimientos judiciales y fueron finalmente cancelados y conflictos contractuales en otros países.

La diputada socialista ha recordado también la “gran contestación social” que hubo contra la instalación de Totisa, también muy próxima a Las Palmas de Gran Canaria, por sus “posibles efectos” en la calidad del aire, las emisiones contaminantes y la salud pública.

De esta forma, ha reclamado al Ejecutivo un estudio independiente sobre el impacto que podría tener la instalación del barco en la calidad de aire y saber cuáles serían las emisiones previstas de distintos gases como óxido de nitrógeno, óxido de azufre, partículas y gases de efecto invernadero.

Asimismo entiende que hace falta un estudio específico sobre los posibles efectos sobre la salud de las personas en la zona y un plan de contingencia frente a un eventual derrame de hidrocarburos o cualquier otro accidente marítimo.

Vanostende ha reclamado también “alternativas más coherentes” para la generación eléctrica como las baterías ya que mientras se le dice a los ciudadanos que reduzcan emisiones e instalen autoconsumo, el Gobierno apuesta por los combustibles fósiles.

Redeia obtuvo un beneficio neto de 280,4 millones de euros en el primer semestre del año, un 4% más, en un periodo en el que la facturación de la dueña de Red Eléctrica de España (REE) alcanzó 869,2 millones, un 7,1% más, y en el que el grupo ha optado por mantener el criterio de no dotar provisiones por el histórico apagón del 28 de abril de 2025.

La suma de cifra de negocio y de la participación en beneficios de sociedades valoradas por el método de la participación alcanzó los 900,5 millones, un 6,8% más, y el resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo presidido por Beatriz Corredor se situó en 672,6 millones, un 5,8% más.

Las inversiones del periodo fueron de 657,1 millones, un 9% más. Las vinculadas a la actividad de gestión y operación de infraestructuras eléctricas nacionales alcanzaron los 630,9 millones, un 11,8% más, para acelerar la transición energética al permitir una mayor integración de renovables.

La deuda financiera neta a 30 de junio alcanza 5.009,4 millones, con una reducción de 464,8 millones respecto a diciembre. Las mayores inversiones se han compensado con la generación de caja de sus operaciones, por los fondos procedentes de la emisión del bono híbrido del 15 de abril por 500 millones, así como por el cobro de subvenciones ligadas a las rentas de congestión destinadas a financiar la interconexión entre España y Francia por el Golfo de Vizcaya (158 millones) y a los fondos del Plan de Recuperación (154 millones).

Por actividades, Gestión y operación de infraestructuras eléctricas nacionales alcanzó una cifra de negocio de 779,6 millones, un 9,1% más, debido fundamentalmente a los mayores ingresos por las nuevas puestas en servicio netas de subvenciones, los mayores ingresos regulados del operador del sistema tras la actualización de los parámetros retributivos para el periodo 2026-28, y el cambio de vida útil regulatoria de las repotenciaciones, que pasa de 40 años a ocho años para toda la base de activos desde el año 2022. Esto supone un impacto positivo en los ingresos del primer semestre de 24 millones.

La actividad de transmisión eléctrica internacional, más el resultado de las sociedades participadas, generó una cifra de negocio de 69,8 millones, frente a los 72,2 millones a junio de 2025.

Mientras, la fibra óptica sumó una cifra de negocio de 69 millones, un 7,3% menos, por el impacto de la renegociación de contratos en un contexto de concentración del mercado, parcialmente compensado por el efecto positivo de la inflación en los contratos ligados al IPC.

Sin provisiones

Respecto al apagón, la matriz del operador del sistema eléctrico insiste en que, en función de los análisis internos realizados, y teniendo en cuenta todos informes técnicos oficiales existentes -el del Gobierno y el emitido por el Panel de Expertos Europeos (Entso-e)-, así como la opinión de sus servicios jurídicos y de sus asesores legales, “no es probable que el mencionado incidente implique la salida de recursos del grupo en el futuro”, por lo que no se ha registrado provisión alguna en sus cuentas a cierre de junio.

Además, respecto al expediente sancionador incoado el pasado abril por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) contra REE, la compañía ha presentado alegaciones argumentando “los defectos de forma en los que incurre el acuerdo de inicio” y acreditando que el operador del sistema no ha cometido la infracción que se le imputa.

Redeia añade que la CNMC ha reconocido públicamente que, aunque los eventuales incumplimientos, caso de acreditarse, presuntamente cometidos por Red Eléctrica pudieran constituir infracción, “no se puede afirmar que los mismos sean causa del incidente del 28 de abril del 2025, cuyo origen habría sido multifactorial”.

El Boletín Oficial de Cantabria (BOC) ha publicado este lunes la apertura del periodo de información pública relativo a la autorización administrativa previa y autorización administrativa de construcción del almacén de energía por baterías proyectado en Camargo, denominado 'Bess Camarreal'.

El presupuesto de ejecución de la planta, con una potencia nominal de 49,94 MW, asciende a unos 30 millones de euros, según la información recogida en el BOC.

El sistema se compone, entre otros elementos, de 33 módulos BESS de 6,25 MWh cada uno y 11 estaciones de potencia, cada una de las cuales contará con un inversor bidireccional, una transformador de potencia, celdas a 30 kV, cuadro de servicios auxiliares y equipamiento de comunicaciones.

A ello se suman diversas infraestructuras eléctricas de transformación e interconexión.

El periodo de información pública es de 20 días, contados a partir del día siguiente de la publicación del anuncio.

La documentación puede ser consultada en el apartado 'Información pública' de la página web de la Dirección General de Industria, Energía y Minas del Gobierno de Cantabria, y formular, en su caso, alegaciones.

Igualmente, se dispone de una representación cartográfica de la planta de almacenamiento en el Visualizador de Información Geográfica del Gobierno de Cantabria, activando la capa “Sistemas de almacenamiento de energía por baterías (BESS)” en los desplegables “Energía”/“Electricidad”.

El Consejo de Ministros ha encargado a Red Eléctrica de España (REE) el proyecto de la central hidroeléctrica de bombeo de Güímar, en Tenerife, que comenzará a operar “a mitad de la próxima década” y promoverá la descarbonización del eje energético que conforman esta isla y La Gomera.

En rueda de prensa, el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ha subrayado que, con este acuerdo, el Gobierno de España dice “adelante con este proyecto”, que va a suponer una inversión de más de 1.000 millones de euros y generará unos retornos económicos importantes, ya que la futura central permitirá ahorrar del orden de 200 millones de euros al año en generación de electricidad.

“En poco más de cinco años se va a amortizar, se va a recuperar totalmente esa inversión y es una infraestructura que tiene una vida útil de décadas y de décadas”, ha aseverado.

Además de una inversión rentable para el sistema eléctrico, será positiva para los consumidores, porque permitirá incorporar más energías renovables y evitar depender de combustibles fósiles que “vuelven a estar carísimos a nivel internacional”, ha añadido.

Groizard ha dicho que un tercio de la demanda eléctrica de Tenerife podría quedar cubierta por este sistema de bombeo, que permitirá almacenar el excedente generado por los parques eólicos y solares en forma de agua embalsada en altura, que se transforma de nuevo energía cuando se precise dejándola caer hacia unas turbinas.

La futura central de Güímar tendría así un funcionamiento similar a la que ya está en construcción en Gran Canaria, el Salto de Chira.

“Hablamos de entre 200 y 220 megavatios de potencia pico y unas 16 horas de almacenamiento. Es decir, esa es una megabatería, es una gran pila al servicio del sistema que va a permitir dotar de seguridad de suministro y permitir una mayor integración de renovables para Tenerife y La Gomera”, ha referido.

El acuerdo adoptado este martes “activa el mandato que se da a Red Eléctrica de hacer el trabajo de ingeniería, presentarlo a la ventanilla de la comunidad autónoma de Canarias, que va a ser quien haga la evaluación ambiental y el trámite administrativo de este proyecto”.

En paralelo, el Gobierno a lo largo de este año va a definir “cómo y cuánto se paga”.

Esa inversión de 1.000 millones de euros hay que convertirla en unos parámetros técnicos, económicos, una regulación que va a explicar exactamente cómo se regula y eso estará a lo largo de este año, ha dicho.

En cualquier caso, ha aclarado que “hablamos de proyectos que entre su tramitación y su construcción” se prolongarán en torno a una década, pero “a mitad de la década que viene Tenerife contará ya con su bombeo reversible, al igual que lo va a hacer muy próximamente la isla de Gran Canaria”.

Es el “proyecto cero” que, según la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, llevó a Red Eléctrica de España (REE) a replantearse cómo buscar consensos con los territorios afectados por sus nuevas líneas: la interconexión Península-Ceuta, incluida en las últimas tres planificaciones de la red de transporte elaboradas por sucesivos gobiernos, vinculantes para la empresa, y recientemente culminada (aunque no ha entrado aún en funcionamiento) tras vencer la férrea resistencia del alcalde más votado de España.

Redeia presentó hace unos días en Madrid una propuesta metodológica para el despliegue de redes que, según la compañía, cuyo mayor accionista (20%) es el Estado, “refuerza” el trabajo que desarrolla hace años con los territorios “para avanzar en el proceso de transición energética con legitimidad social”. REE deberá acometer una histórica inversión en la red de alta tensión de 13.600 millones hasta 2030, según la propuesta de planificación que el Gobierno publicó en septiembre.

Durante la presentación del documento, Corredor sacó a colación la interconexión ceutí, un doble cable submarino a través del Estrecho de Gibraltar que la compañía ha definido como “estratégico” y cuyo documento inicial de proyecto (DIP) se sometió a consultas previas allá por 2016. La exministra socialista recordó cómo tras los estudios realizados se encontró un obstáculo inesperado: “mucha resistencia” en el municipio gaditano de La Línea de la Concepción contra una subestación aérea, bautizada como Portichuelos, fundamental para el proyecto.

Redeia quería ubicarla allí porque implicaba menos longitud de la línea hacia la costa y evitaba espacios naturales protegidos en un enclave alejado de áreas de concentración migratoria y de reproducción de especies amenazadas, distante de núcleos urbanos (con menor afección social e impacto visual) y sin masas forestales ni flora amenazada.

Cuatro campos de fútbol

Pero había un problema. Enfrente tenía a Juan Franco, alcalde de La Línea desde 2015 y que, como recordó Corredor, en las municipales de 2023 [con un partido independiente], fue reelegido con un apoyo superior al 75%: el más votado de España entre los municipios de cierto tamaño. En 2019, cosechó el 64,4% de los votos, solo por detrás del alcalde de Vigo, Abel Caballero.

En enero de 2021, en plena pandemia, en una primera reunión telemática con técnicos de REE, el equipo municipal de La Línea, encabezado por su alcalde, expresó su desacuerdo absoluto con el proyecto. Este incluía un tendido eléctrico aéreo con 10 apoyos que cruzarían la localidad; un tramo soterrado y aterraje en la Playa de la Torre Nueva de La Línea con perforación dirigida para evitar la afectación a un arenal; y la subestación de la discordia, proyectada en superficie y que ocuparía 2,4 hectáreas.

El equivalente a “cuatro campos de fútbol”, recordó Corredor, en medio de la única zona de expansión natural de la Línea (64.499 habitantes). El ayuntamiento solo tenía ese terreno disponible para desarrollos terciarios [suelo para oficinas, comercios, centros sanitarios privados, hoteles, centros educativos privados…], en una localidad “con unos problemas muy serios”, como el narcotráfico. En 2024 fue la ciudad con la tasa de desempleo más alta de España (28,6%, según el INE) y tiene la menor renta per cápita del Campo de Gibraltar.

“Nos hizo reflexionar si realmente podíamos hacer las cosas mejor”, explicó la presidenta de Redeia.

“Si el equipo de gobierno entero se tiene que venir a acampar para impedir que se instale esa aberración en nuestro término municipal, estamos dispuestos a hacerlo”, llegó a decir el alcalde en una nota en la que el Consistorio proclamaba su “resistencia numantina” a la construcción “de una subestación en 40.000 metros cuadrados del enclave natural de Los Portichuelos para dar servicio a Ceuta”.

En febrero de 2021, tras publicar el alcalde un vídeo desde Portichuelos en el que expresa su rechazo frontal, la exministra se ofrece por carta a visitar la ciudad “para conocer de cerca las preocupaciones y necesidades de sus ciudadanos”. En marzo de 2021, tras una primera reunión en el Palacio de Congresos y Exposiciones de la Línea, con manifestantes en la puerta [“No queremos explicación”, decían, según Corredor] y carteles en la ciudad contra la infraestructura, acuerdan abrir una mesa de negociación.

“Había tiempo, las obras no empezarían hasta 2024”, subrayan fuentes de Redeia, que recalcan que este proceso no retrasó el calendario previsto.

Se realizaron nuevos estudios para explorar el aprovechamiento de una infraestructura existente en San Roque, la subestación Algeciras. Tras un análisis para minimizar las dimensiones del proyecto, soterrar líneas y desmantelar otras y los correspondientes informes ambientales, se concluyó que el nuevo proyecto era viable. Ayudó la inclusión del cable en la Planificación 2021-2026, entonces en la recta final de su tramitación, que por primera vez fijó entre sus principales motivaciones maximizar el uso de la red existente. El proyecto ya se incluyó en junio de 2014 en una modificación “puntual” de la planificación 2008-2016, y en la 2015-2020.

Para vencer las resistencias del alcalde, se planteó un trazado soterrado y submarino que rodea los principales núcleos de población y aprovecha al máximo las infraestructuras existentes. Se amplió la funcionalidad (no las dimensiones) de la subestación existente Algeciras 220 kV, en el polo químico de San Roque e integrada en un espacio con instalaciones e infraestructuras de usos similares. Se dispuso un nuevo parque de transformación y una subestación encapsulada de 534 metros cuadrados que redujo un 84% la necesidad de espacio. El tendido aéreo se sustituyó por cable soterrado en ambos municipios. Hace unos días, REE anunció que invertirá 500.000 euros en un nuevo centro de interpretación de la naturaleza en la localidad.

El nuevo proyecto no modificó el trazado submarino ni el punto de salida al mar, que sigue ubicado en La Línea, con 68,9 km de longitud, un importante rodeo (en línea recta son 15 kilómetros) para respetar zonas de riqueza ecológica y pesquera relevante.

Isla energética

En su presentación en abril de 2022, Ángel Mahou, director general de Transporte de REE, lo definió como “un proyecto complicado en el que llevamos trabajando muchísimos años”, “muy importante para nuestro país” y “especialmente para Ceuta”, isla energética cuya calidad de suministro se va “a multiplicar por cuatro” al pasar de un modelo de generación 100% fósil (con diésel) a utilizar el 90% de la energía sin emisiones, con uno ahorro estimado para el sistema eléctrico de unos 30 millones al año, gracias a la mayor integración de renovables, y 300.000 toneladas anuales de CO2 evitadas. Mahou confió en “celebrar la puesta en servicio durante el año 2025”.

El proyecto salió a información pública en 2022. Las obras a ambos lados del estrecho se iniciaron en junio de 2024, tras el permiso del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. El pasado agosto comenzó el tendido de los cables submarinos. En diciembre se terminaron las obras de todas las instalaciones que conforman el enlace. La distribuidora está realizando pruebas previas a la puesta en servicio, para la que Redeia no precisa la fecha. Se habilitará un régimen transitorio para tratar la generación en la Ciudad Autónoma como en Islas Baleares, manteniendo la central eléctrica disponible en régimen de backup al sistema, para casos de emergencia o de mantenimiento de las infraestructuras del enlace.

En estos años, se ha disparado el coste de la conexión. En 2021, antes de la crisis de inflación que propició la invasión de Ucrania, la mejor estimación de costes que le reconocía la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) era de 195 millones, frente a 332 millones en febrero de este año. Según Redeia, “en torno al 86% del incremento del coste del proyecto” obedece al impacto por subida de precios “y situación del mercado”.

Tras la experiencia de la conexión ceutí, Redeia ha publicado esa metodología de participación pública, diseñada junto a la Fundación Renovables y Renewables Grid Initiative (RGI), organización sin ánimo de lucro con sede en Berlín que reúne a operadores de redes eléctricas (TSO) y organizaciones ecologistas de toda Europa.

El documento se inspira en experiencias previas de países como Alemania, Canadá, Irlanda, Italia o Bélgica. Sus autores lo definen como una “caja de herramientas” para “mejorar” estos procesos y que las redes eléctricas “no se construyan en el territorio, sino con él”, mediante la “participación temprana” de las comunidades afectadas. Entre las enseñanzas, según Corredor: apostar por “gestores vecinales” para “dar la cara” en el territorio y “ponerse a disposición” de la ciudadanía “con nombre y apellidos”. “Tiene que ser gente de allí”.

Varios cambios normativos recientes apuntan a esa mayor sensibilidad con las comunidades locales y evitar el conocido como movimiento NIMBY (del inglés “Not In My Back Yard”, o “No en mi patio trasero”) en el despliegue de estas infraestructuras. Un Real Decreto-Ley del 29 de junio encarga al Organismo Nacional de Normalización reconocido en España, la UNE, que desarrolle criterios sociales, territoriales y ambientales para acreditar la excelencia de los proyectos con un sello que les otorgará una tramitación administrativa preferente.

Como apuntó el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, al presentar esta metodología, la cuestión no es si el entorno “va a cambiar” sino “quién decide, con qué cuidado, con qué atención y con qué propósito”, porque “el cambio más violento y más agresivo del paisaje va a ocurrir y es la crisis climática, por desgracia”.

Red Eléctrica, filial de Redeia responsable del transporte y de la operación del sistema eléctrico en España, ha finalizado la construcción de la subestación Don Álvaro 400 kV, en la provincia de Badajoz, que alimentará el corredor ferroviario de alta velocidad Puertollano-Mérida, y la electrificación de otros corredores ferroviarios, y que ha supuesto una inversión de 15 millones de euros.

Según informa en nota de prensa, esta instalación constituye además una palanca para el desarrollo económico e industrial de la región, al suponer un refuerzo estratégico de la red de transporte con su integración en los grandes ejes como nodo del corredor eléctrico Andalucía–Extremadura–Castilla-La Mancha-Madrid. “Un impulso para el desarrollo de nuevos proyectos que avanza en la cohesión territorial y consolida a Extremadura como un actor de gran relevancia en el sistema eléctrico español”, agrega.

Asimismo, la nueva subestación será clave para continuar impulsando la transición ecológica, a través de la integración de energías renovables y reforzar el liderazgo de Extremadura como potencia renovable.

Este proyecto, incluido en planificación eléctrica vigente, ha supuesto una inversión de alrededor de 15 millones de euros, incluyendo la línea de entrada/salida asociada, que integra la subestación en la red de transporte a través del eje Almaraz-Bienvenida 400 kV. Ambas actuaciones están incluidas en el listado de proyectos financiables por la Unión Europea, a través del mecanismo NextGenerationEU, en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.

La nueva subestación se suma en Extremadura a las de La Serena, Maguilla, Fuente del Maestre y Fuente de Cantos, todas ellas de 400 kV y puestas en servicio el pasado año, “consolidando el refuerzo de la red de transporte” en la región.

Igualmente, está previsto que en otoño concluyan las obras de la línea de entrada y salida que conecta la subestación de Zarzón a la red, lo que permitirá su puesta en servicio.

En paralelo, Red Eléctrica continúa avanzando en el desarrollo de las nuevas infraestructuras de Guadiana y Río Caya, también de 400 kV, concebidas para atender la demanda de grandes consumidores industriales en el entorno de Río Caya, considerados estratégicos para el impulso y la consolidación de la Plataforma Logística del Suroeste Ibérico de Badajoz.

Red Eléctrica asegura que la inversión prevista en la Planificación Eléctrica vigente “sitúa la región en las condiciones óptimas -y ampliamente demandadas- para impulsar su industria y su transición ecológica, además de impulsar la cohesión territorial y la igualdad de oportunidades con el resto de las comunidades autónomas”. 

El consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, ha asegurado que es “razonable” dividir el negocio de Redeia (matriz de Red Eléctrica) y que, por una parte, esté el operador del sistema y, por otro, la rama del despliegue de las redes de transporte, que debería estar abierta a otras empresas privadas a través de un modelo de subastas.

“Nuestra preocupación son los conflictos que se generan entre uno y otro. No lo decimos nosotros, lo dice la propia CNMC. Hay señales e indicios de que hay potenciales conflictos de interés en el funcionamiento de ambos”, ha dicho el CEO de la filial, durante una intervención en el curso de verano que organiza la APIE en la Universidad Internacional Menéndez Pelayo (UIMP).

Para Ruiz-Tagle, la solución sería una operación a través de modelos de subasta, en el que las empresas privadas puedan optar al desarrollo de determinadas líneas. Esto, a su juicio, permitiría una ejecución más rápida de las inversiones, ante una red de transportes que, ahora mismo, está saturada.

“La mitad de la planificación futura son obras que vienen del pasado. Si no cumplimos con hacer las obras que tenemos que hacer en el transporte, no le pidamos a la distribuidora que tenga capacidad para poder dar acceso a la red”, ha dicho el ejecutivo.

Apuesta por copiar a Brasil o Chile

En la actualidad, Redeia, presidida por Beatriz Corredor, es a la vez la operadora –una actividad controlada por el Estado, que ejecuta Red Eléctrica– y la principal responsable del despliegue de las redes de transporte energético del país.

Para Ruiz-Tagle, modelos como el de Brasil o Chile, mercados en los que operan tanto Iberdrola como REE, así como el de Reino Unido tras el Brexit, serían deseables: “Es un modelo que sea más eficiente en la planificación para no generar sobreinversión y un modelo que sea más eficaz en la contrucción. En Brasil, se subasta una línea, ofrezco un precio por transporte y el riesgo de la inversión lo asumo yo. Aquí el riesgo lo estamos asumiendo todos los consumidores”.

El empresario ha insistido en que su propuesta “no es ir contra nadie”, sino que necesitan “que el sistema funcione”. Y una posibilidad “razonable”, a su juicio, es permitir la participación de otras empresas en competencia para “reducir costes” y eliminar el “cuello de botella” de la inversión.

Ruiz-Tagle ha dedicado gran parte de su intervención a defender que es necesario desbloquear las inversiones en redes, que están provocando que numerosas industrias en regiones como Euskadi se queden sin conectar a las infraestructuras de transporte eléctrico. “La industria está pidiendo acceso y no estamos siendo capaces de atenderlo”, ha dicho.

Sobre el apagón, el consejero delegado de Iberdrola España ha avanzado que la compañía ya ha respondido a los expedientes sancionadores incoados por Competencia en el marco de su investigación sobre los hechos del 28 de abril de 2025. Respecto a los expedientes abiertos por la CNMC, Ruiz-Tagle ha contado que cuando los analizaron vieron que no están vinculados con el día del apagón y ha apuntado que ha pedido los datos de Competencia para contrastarlos con los suyos.

El colectivo ecologista Turcón Ecologistas en Acción ha presentado un recurso de casación ante el Tribunal Supremo contra el Decreto del Gobierno de Canarias que autorizó el proyecto de Bombeo Reversible Soria – Chira.

La organización ha explicado que acude al Alto Tribunal después de la sentencia desestimatoria del Tribunal Superior de Justicia de Canarias (TSJC) del pasado mes de abril.

Turcón recuerda recordar que el Decreto (noviembre de 2025) del Gobierno canario acordó la ejecución del proyecto denominado Central hidroeléctrica de bombeo Chira- Soria; reformado del proyecto de construcción. Modificado II, promovido por Red Eléctrica de España, SAU y que suspendía el planeamiento urbanístico y territorial vigente para dar encaje al proyecto citado. Un procedimiento, remarca Turcón, “totalmente inédito, sin precedentes, utilizando artículos excepcionales, desprotegiendo varios espacios naturales para legitimar la construcción de la obra en beneficio de Red Eléctrica”.

La Central de Bombeo Reversible de Soria – Chira afecta directamente a tres espacios de la Red Natura 2000, indirectamente a otros dos y, en especial, al Barranco de Arguineguín. “El proyecto mancilla nuestra rica biodiversidad y desprotege el territorio de las zonas afectadas”, denuncia el colectivo ecologista.

Después del análisis de la sentencia del TSJC, Turcón-EeA presenta los recursos de casación, distinguiendo el recurso de casación estatal, que será conocido por el Tribunal Supremo, y el recurso de casación autonómico, que corresponde al Tribunal Superior de Justicia de Canarias. Ambos recursos se presentan siguiendo una arquitectura jurídica coherente y una adecuada separación entre las cuestiones de Derecho estatal y europeo, por un lado, y las de Derecho autonómico canario, por otro, explica la organización.

Respecto al recurso estatal, una de las claves planteadas son las infracciones del Derecho ambiental europeo y estatal, “inoponibles” al Decreto canario. La argumentación jurídica considera especialmente sólida la fundamentación basada en la Directiva Hábitats, la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea y el principio de no regresión ambiental.

Asimismo, se subraya la importancia general de la cuestión debatida, al afectar a la compatibilidad entre los regímenes excepcionales de implantación de infraestructuras energéticas y las obligaciones de conservación de los espacios integrados en la Red Natura 2000.

En cuanto al recurso autonómico, Turcón-EeA cuestiona la argumentación que hace el Gobierno de Canarias apoyándose en el artículo 6 bis de la Ley del Sector Eléctrico de Canarias y los límites de las facultades que atribuye a la administración.

En resumen, los ecologistas, consideran que el litigio trasciende el caso concreto de Gran Canaria, al abordar uno de los principales desafíos jurídicos de la transición energética: garantizar el desarrollo de las infraestructuras energéticas sin menoscabar las obligaciones de protección ambiental derivadas del Derecho europeo y de la normativa de conservación de la biodiversidad.

Turcón considera que estos recursos de casación siguen una clara estrategia de maximizar las opciones de que los tribunales superiores se pronuncien sobre cuestiones de gran relevancia para la protección de los espacios naturales y para el futuro de la planificación energética en el país.

Insiste Turcón-EeA que este proyecto de Bombeo Reversible Soria – Chira es “un síntoma de un modelo de transición energética errado. Queremos la transición energética, pero no de esta manera. Frente a los oligopolios y monopolios en el sector eléctrico de las islas, apostamos por un nuevo modelo energético sostenible, público, justo, descentralizado y que no afecte a los espacios naturales protegidos ni al suelo rústico de protección agrícola”, concluye.

La presidenta no ejecutiva de Redeia, Beatriz Corredor, ha cifrado este miércoles en 711 millones de euros el coste de la denominada operación reforzada que Red Eléctrica de España (REE) aplica desde el apagón del pasado 28 de abril, con más uso del gas, y ha pedido la “nulidad” del expediente sancionador incoado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Durante su intervención en la junta de accionistas de Redeia, Corredor ha defendido las alegaciones “y pruebas rotundas” que ha expuesto la compañía ante ese expediente y ha reprochado a la CNMC su “conflicto de interés” en este asunto, como responsable de aprobar una normativa sobre control de tensión que se retrasó durante cinco años y no se aprobó hasta después del apagón.

El expediente de Competencia, según Corredor, tiene “defectos de forma y de fondo” y adolece de una “indeterminación de los hechos imputados” que ha calificado de “incompresible”, lo que provocaría “la nulidad” del procedimiento.

Corredor ha subrayado que “el sistema eléctrico es más que Red Eléctrica” y requiere “que todos los agentes cumplan” para ser “más seguro”. Según la exministra socialista, “el tiempo nos ha dado la razón” sobre las razones de un apagón que fue “inédito, imprevisible y multifactorial”, según “todos los expertos”, y “especialmente” el informe “encargado por la comisión europea” que se presentó en marzo tras diez meses de investigación, que demuestra que REE “no falló” y avala “punto por punto” el primer análisis del histórico cero energético que publicó el operador del sistema español en junio de 2025.

Corredor, que ha dicho que esperaba “otro tipo de señales regulatorias” de la CNMC respecto a la retribución de la actividad de transporte de electricidad, ha insistido en que “los mismos que incumplieron” sus obligaciones en el control de tensión, las generadoras de electricidad, son ahora “los que perciben” los ingresos extra de la denominada operación reforzada, para la que no ha puesto fecha de retirada y cuyo coste ha cifrado en 711 millones hasta el 30 de abril (frente a los 666 millones que alcanzó hasta marzo), el 2% de los costes totales del sistema, con un impacto de unos cuatro céntimos al día para un consumidor acogido a la tarifa regulada (PVPC).

La exministra de Vivienda ha destacado el valor de las energías renovables para proteger a España de la disrupción provocada por crisis energética derivada de la guerra en Irán. Ha subrayado que España es el segundo país europeo en potencia y generación eólica y solar, solo por detrás de Alemania, con 150 GW instalados, incluyendo el autoconsumo, y las renovables sumando ya el 70% del parque de generación.

Corredor, que ha recordado que fue renovada en la junta del año pasado y ha dicho que se siente “plenamente legitimada” para seguir presidiendo la compañía, ha calificado de “descripción interesada” el retrato de una red de alta tensión colapsada por la avalancha de proyectos, pero ha reconocido que existe “acaparamiento” de proyectos.

En la junta de este miércoles se ha aprobado entre otros asuntos el nombramiento como consejero de Redeia del anterior presidente de Enresa, José Luis Navarro Ribera, en representación de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), primer accionista del grupo (20%). Ha sido una asamblea más tranquila que la de 2025, en la que ha vuelto a intervenir un concejal del PP en Asturias para cargar contra la gestión de Corredor.

La presidenta de Redeia ha justificado la celebración de la asamblea de forma exclusivamente telemática (como la del año pasado, semanas después del apagón) en que “favorece una asignación mas eficiente de los recursos” y permite otorgar “igualdad de trato” a los accionistas, independientemente de donde se encuentren.

“No somos la única compañía cotizada que lo ha hecho” y “la ley y los estatutos lo permiten”.

Beatriz Corredor (Madrid, 1968), presidenta no ejecutiva de Red Eléctrica de España (REE) y su matriz, Redeia, recibe a elDiario.es en la sede de la compañía responsable de la operación del sistema eléctrico en el primer aniversario del histórico apagón del 28 de abril de 2025. Un año “larguísimo” en el que, afirma, sucesivos informes oficiales han “acreditado” que REE “no falló” y cumplió sus obligaciones mientras han quedado patentes los “incumplimientos” de las compañías eléctricas, cuyas sucesivas “hipótesis” para “tapar la realidad” han ido cayendo.

La exministra socialista de Vivienda apunta que “la primera ficha del dominó” que propició ese evento “inédito, imprevisible y multifactorial” fue “un comportamiento anormal” de una planta que provocó una “extraña” oscilación “muy grave” e inició la “reacción en cadena”. Corredor, que no niega que se trata de una fotovoltaica de Iberdrola, critica la propuesta de esa empresa (a la que no cita) de arrebatar el monopolio del transporte a REE, invita a las eléctricas “a que hagan público los datos que han ocultado” sobre el apagón. También cuestiona su nivel de inversión en redes de distribución.

En la entrevista, realizada el viernes y editada por su extensión, se despacha contra la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) por su lentitud en la aprobación de un procedimiento de control de tensión que REE le pidió actualizar en 2020. Tiene claro que “había un vacío legal” y cuestiona “las prisas” del organismo por anunciar un expediente sancionador a la compañía. “Lo que no te mata, te hace más fuerte”, dice, citando a Nietzsche.

Un año del peor apagón de la historia reciente en Europa. ¿Qué lecciones extraer? 

Que el sistema debe reforzarse con regulación que exija a todos los participantes que cumplan sus obligaciones. La tecnología y el sistema han cambiado muchísimo en muy poco tiempo y la regulación debe ir a la par. El informe europeo recoge recomendaciones muy en línea de lo que plantearon el operador y el regulador: fortalecer la capacidad del operador del sistema, otorgarle más funciones, confiar en su capacidad. Europa me traslada que lo ocurrido fue inédito, imprevisible y multifactorial. Un apagón basado en un problema de control de tensión permite tomar medidas en toda Europa, más ahora, con la coyuntura internacional, que demuestra que hace falta electrificar y desconectarse de los combustibles fósiles. Conforme se implemente la nueva regulación que se está poniendo en marcha desde el apagón, tendremos un sistema cada vez más seguro, siempre que todos los participantes cumplan.

La CNMC les ha abierto expediente sancionador por una posible infracción muy grave.

Está en un proceso de análisis, no ha dicho que haya terminado todos los expedientes que tiene que abrir. Estamos estudiando qué plantea. REE no falló y lo demostraremos. Parece que la CNMC valora la labor del operador del sistema desde el punto de vista legal como responsable de la seguridad del suministro. Es como si alguien a quien atracan, en lugar de denunciar el robo, denuncia a la Policía por no mantener la seguridad. O quien va a 150 km/h por una carretera secundaria, tiene un accidente y denuncia a la Guardia Civil por no pararle. En un sistema tan complejo, todos tienen obligaciones, no solo nosotros. La decisión de incoar los expedientes se tomó justo una semana antes de hacerse público el informe del panel de expertos europeo, formado por casi 50 miembros, la mayoría, de reguladores internacionales, también el español. La CNMC sabía el contenido de las investigaciones. No parece que tuviera en cuenta que ese informe descarta circunstancias que la propia CNMC considera posibles indicios. En ese acuerdo la CNMC dice que puede que los indicios que sugieren la posible infracción hayan sido descartados por investigaciones técnicas posteriores. Es muy sorprendente. No entiendo las prisas por sacar estos expedientes sancionadores ahora, y sobre todo, conociendo la fecha en que se iba a hacer público el informe.

¿Mantiene que no hubo incumplimientos de REE, antes, durante ni después?

Lo mantienen todos los informes.

El del Gobierno, no.

El Gobierno planteó una alternativa de posibilidades 43 días después. Una fue una posible falta de programación que descartaron los informes técnicos del operador del sistema, que no es de parte, es obligatorio, y el último informe, en el que han estado diez meses trabajando. Dice expresamente que no hay falta de programación y que las medidas para la seguridad de suministro fueron correctas. También que se han hecho simulaciones que acreditan que si se hubiera cumplido la obligación del resto de intervinientes, concretamente las generadoras con obligación de contribuir al control dinámico de tensión, la famosa absorción de reactiva, no se hubiera producido el apagón. Y que con más grupos acoplados sí, porque no fue un problema de falta de programación. 

A lo largo de este larguísimo año, después de la reposición del sistema, lo siguiente que se hizo, y muy rápido, fue recopilar toda la información disponible y ponerla a disposición de las autoridades. Lo hicimos el 1 de mayo, muy poco después. Y dijimos que el problema que se intuía era de control de tensión. Otras empresas, otros ámbitos, plantearon hipótesis sucesivas que han ido descartando los informes técnicos: exceso de renovables, falta de inercia, falta de reservas a subir o a bajar, sobretensiones. Sucesivos informes, del Gobierno, CNMC, panel de expertos, por supuesto, el operador del sistema, de los que se ha hecho eco la Agencia Internacional de la Energía, dicen que fue una secuencia de circunstancias que llevaron al colapso del sistema, pero se inició por un hecho concreto: la primera ficha del dominó fue un comportamiento anormal de una planta de generación que provocó una oscilación, una arritmia que el sistema no tiene herramientas para amortiguar comparada con las arritmias normales, las famosas oscilaciones inter área. Esta oscilación, un fenómeno muy grave en un sistema eléctrico, duró cuatro minutos y 40 segundos. En el sistema eléctrico las medidas van en periodos de 20 milisegundos. Es una eternidad. Se tomaron medidas para amortiguarla y evitar que se hiciera más grave. Todos los informes dicen que esas medidas devolvieron el sistema a sus parámetros oficiales, pero en un escenario diferente, que se agravó. Es como si en la Fórmula 1 se pone a llover: tienes que hacer algo, no puedes seguir con neumáticos de suelo seco.

Cuando cuentas con medidas de seguridad basadas en normativa técnica, en la física y la electrotecnia, esas normas implican que todo el mundo cumple. En una oscilación extraña se desconectan plantas, se suma otra oscilación y se siguen desconectando plantas, y se producen desconexiones de generación en los rangos de tensión que tienen obligación por normativa técnica de soportar, y se comprueba que todas las obligaciones de absorción de reactiva se incumplen. Una concatenación de eventos que en ningún caso tienen que ver con la programación del día anterior. El sistema se opera en tiempo real y eso marca las decisiones del operador. Todas las decisiones se han analizado al más riguroso detalle y se han declarado conforme a los protocolos para los operadores españoles, portugués, francés. Es incontestable. Se ha puesto de manifiesto en los informes. Querer tapar la realidad a través de hipótesis variadas que se han ido cambiando sobre la marcha conforme se iban descartando con informes técnicos me produce tristeza, indignación y estupefacción. Los hechos son tozudos. Si en lugar de hechos hablamos de hipótesis, estamos en otra dimensión.

Esa planta fotovoltaica pertenece a…

No he dicho que sea fotovoltaica.

Es una planta fotovoltaica y se le dedican muchas páginas en el informe europeo. Pertenece a Iberdrola. No sabemos qué falló ahí. ¿Ustedes lo saben? 

El informe de los expertos reitera que se solicitó información a algunas empresas españolas de generación y no se les facilitó. Señala que la oscilación forzada de 0,6 Hz se inició a las 12.03. Procede de una planta fotovoltaica en la provincia de Badajoz. Lo dice el informe y lo han constatado todas las mediciones técnicas. Es indubitado y por eso la primera ficha del dominó es esa oscilación. Esa información no se ha puesto a disposición de las autoridades que han instruido los diferentes procedimientos porque no ha querido el propietario de esa planta y otras muchas. Se nos exigió a nosotros, al Gobierno y a la CNMC, que las plantas en las que se habían hecho mediciones se anonimizaran. Se negaron a que la información de cada empresa se hiciera pública. De 67 empresas, que se dice pronto, somos los únicos que autorizamos que nuestros datos sean públicos y se sepa que son nuestros. Datos contrastados por dispositivos desplegados en toda la red europea. Después de diez meses de análisis, la conclusión es que ese hecho motivó que se iniciara todo el proceso de reacción en cadena. Anteriormente están las variaciones de tensión, que las hay, igual que a una persona le toman la tensión y las pulsaciones y no las tiene igual cada minuto. Otra cosa es que esta tensión se salga de los rangos que se consideran normales, que no ocurrió hasta las desconexiones masivas ya al final del episodio. Está acreditado que se produjeron desconexiones con tensiones dentro del rango, incluso dentro del rango que las propias eléctricas entienden que debe ser lo óptimo. Se desconectaron por debajo de 420 kV, cuando en España el límite es 435 kV desde 1998, no es una novedad. Que con una cantidad de incumplimientos tan claros se siga hablando de hipótesis es sorprendente. 

¿Han vuelto a detectar oscilaciones como esa?

El operador ha tomado medidas adicionales desde el 28 de abril, porque ya no tenemos la certeza de que las obligaciones se cumplan. Habrá que preguntar a los propietarios de las plantas qué incentivos tenían para no cumplir. El informe del panel señala la regulación como una causa, al no establecer penalización por incumplimiento ni lo que más les importa a las empresas de generación, una retribución por cumplir ese servicio. Antes del nuevo procedimiento de operación, el famoso 7.4, no tenían una adecuada coerción. Está acreditado. Todo lo que ocurrió antes del incidente, de las 12.03, lo ha analizado el panel de expertos tramo por tramo porque han recibido información nuestra y de las generadoras y distribuidoras. Han recibido información espontánea, que ni siquiera les habían pedido. La han analizado y han descartado que nada de lo ocurrido en las horas y días anteriores tenga nada que ver. Han concluido que no tiene relevancia porque se tomaron las medidas protocolizadas para que en cada momento el sistema opere como debe. No es discrecional. Está normativizado. Es el sistema más regulado. Hay procedimientos de operación muy técnicos para cada circunstancia que soy incapaz de entender, porque son cuestiones de electrotecnia, física y electrónica de potencia. Pretender que lo que ocurra tres meses o tres días antes puede tener alguna influencia... No es así, sobre todo cuando tienes acreditado que no han cumplido su obligación. Invito a las empresas a que hagan públicos los datos que han ocultado, que permitan saber cuáles son las plantas y permitan un estudio técnico, si es que siguen teniendo los datos un año después. Cuando haces públicos unos datos y los entregas a las autoridades, haces un ejercicio de transparencia total. Si después de un año los sigues guardando, no sé en qué estado estarán. No lo sé porque no los han facilitado. Mientras no lo hagan, no podrán acreditar las afirmaciones de que todo funciona correctamente.

Iberdrola y Endesa han cuestionado la imparcialidad de ese informe europeo, que regula un reglamento de la UE. ¿Podían o debían haberse inhibido en esa investigación?

Es un panel de expertos, no de ENTSO-E [Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad], y pone especial acento en su independencia. De los 50 miembros, tres son de ENTSO-E. Sobre todo son reguladores internacionales, miembros de TSO. La presidencia, de dos TSOs, no tiene nada que ver con España. Expresamente dice el panel de expertos que en determinados grupos de trabajo, decisiones y análisis, se ha excluido a los TSO afectados. La CNMC ha sido parte. Y la asociación de reguladores internacionales. Es imposible que una persona, de 49, que obviamente debe aportar datos y muestra públicamente su origen, haya podido mover la conclusión del panel. Sí consideran objetivos informes de parte pagados por determinadas empresas para que certifiquen cuestiones que no se apoyan en datos reales. Que el informe del panel de expertos no les ha gustado nada lo demuestra algo obvio, visto con retrospectiva. Era público que el panel iba a hacer una rueda de prensa sobre el informe el 20 de marzo. Independientemente de que la CNMC sacara su informe el 19 de marzo por la tarde. Ese miércoles, creo que era el 18, recibí una nueva convocatoria para volver al Senado el 25 de marzo. El lunes de esa semana sabemos que se han filtrado una serie de supuestos audios en el Senado. El martes está en la prensa. Y el miércoles me hace esperar la comisión media hora porque supuestamente están estudiando los audios. Para que no se hable del panel de expertos, la mejor forma es facilitar a la Comisión del Senado unos audios que supuestamente tienen guardados hace un año. Precisamente el día que me convocan. Dos días después del panel de expertos. Tengo suficiente edad para no creer en tanta casualidad.

La presidenta de la CNMC niega que hubiera un vacío legal en el control de tensión. ¿Lo comparte?

Pero es que había un vacío legal. El operador del sistema tiene entre sus funciones proponer medidas que considere necesarias. El procedimiento de Operación 7.4 es del año 2000. Estaba previsto para una configuración del sistema de generación que no tiene nada que ver con el actual, que ha cambiado de forma radical. En 2020, el operador le dice a la CNMC: tenemos que hacer lo que hacen nuestros vecinos portugueses, que permiten que las renovables, tan relevantes o más que en España, puedan participar en el control de tensión. Que no solo tengan una consigna fija, sino que puedan seguir lo que pasa. Porque la tensión, como los latidos del corazón, tiene una frecuencia que no es estable, varía con la circunstancia del sistema. Y es muy bueno que las renovables puedan hacer ese control dinámico al que están obligadas desde el año 2000 las plantas convencionales: térmicas, nuclear, ciclo combinado y hidroeléctrica. La CNMC, desde 2020 hasta junio de 2025, tiene ese procedimiento en diferentes momentos de tramitación, a pesar de la urgencia con que el operador del sistema manifestó esa necesidad. Los tiempos de la Administración son largos pero los del sistema eléctrico no. Si las renovables no están obligadas a aportar control dinámico de tensión, no lo hacen. Y si las empresas de generación tradicional están obligadas y no lo cumplen porque no tienen una penalización...

Lo que no se nos puede pedir es tener un ingeniero en cada planta de España. Ni en cada carretera comarcal puede haber un guardia civil. La norma es para todos. Hay redes, como la distribución o los famosos árboles de Navidad de las redes de evacuación de las renovables, cuya gestión, control y ajuste corresponde a los distribuidores y a sus propietarios. Nosotros hay parte que vemos y parte que no. Y si no lo vemos, los responsables son los que dice la ley. 

Con ese procedimiento en vigor, ¿no habríamos tenido apagón?

El procedimiento está destinado a una de las primeras medidas que se le toman a este sistema, la tensión. Hay otras. Evidentemente, el sistema es muy complejo y tiene que cumplirse todo, pero todos los informes técnicos acreditan que si se hubieran cumplido las órdenes, consignas y obligaciones de absorción de reactiva que tenían las plantas, no se hubiera producido. Con mayor programación de plantas convencionales sí, en las condiciones de las 12:32:33 de ese día. Está demostrado. Todo el mundo tenía que cumplir. Habría que preguntar a los propietarios de las plantas qué incentivos tienen para no cumplir cuando tienen una obligación legal. Está acreditado cuánta reactiva falta por absorber. Lo hemos demostrado nosotros y el panel con datos, insisto, de 49 expertos. Parece que algunas empresas españolas no han facilitado esa información, aunque se ha pedido por tres veces. El presidente del board de ENTSO-E, Damián Cortinas, dijo que había tenido que escribir al Gobierno de España y nos escribieron a nosotros para que intentáramos ayudar a conseguir los datos que no nos estaban dando las empresas españolas. ¿Donde están esos datos?

El nuevo 7.4 se anuncia semanas después del apagón, pero no entró en vigor hasta marzo de este año.

El problema es que en lo que se refiere a las renovables, requiere una petición del propietario y la homologación va al ritmo que deciden. También es verdad que el procedimiento de operación debería haberse puesto antes. Habrá que preguntarle a la CNMC por qué salió un mes después del apagón. No creo que hiciera ningún ajuste técnico después de un mes. Estaría preparado antes, digo yo. Evidentemente las plantas renovables que se pueden acoger tienen un plazo de adaptación y homologación y aquí se homologa cuando lo piden. La pregunta es cuántos megavatios de generación renovable han pedido la homologación porque han acreditado que cumplen los requisitos técnicos. ¿Cuántos lo harán? ¿Cuántos lo han pedido y por qué no lo han pedido en su caso?

Ese servicio ya se ha empezado a prestar.

Se van sumando plantas, pero mientras no esté totalmente acreditado, implementada toda la legislación, habrá que seguir tomando medidas de seguridad.

¿Nos puede dar una idea de hasta cuándo estará esa operación reforzada?

La operación reforzada se deriva de la incertidumbre sobre si los parámetros que el sistema tiene que considerar para operar de forma segura se cumplen. Mientras no estén acreditados al 100%, la obligación del operador es mantenerla. De ella se benefician las plantas que generan la electricidad, no el operador. Al final hablamos de incorporar plantas de generación y cobran sus propietarios. Es llamativo que haya generadores que reclaman el fin de la operación reforzada. Me parece la cuadratura del ciclo. Son ellos los que se benefician. Han acreditado públicamente y por escrito que algunas de estas plantas no cumplían porque no tenían una retribución económica. Todo esto es súper complejo, requiere un nivel de precisión muy elevado y trasladarlo a la opinión pública con palabras sencillas cuesta mucho trabajo. Para empezar, yo tengo que procesar lo que me cuentan los ingenieros. Pero hay cosas de sentido común. No puedes estar diciendo: no me paga usted por el servicio y no cumplo. Ponga usted la operación reforzada porque es mejor, por la que cobro. Algunas declaraciones me parecen una tomadura de pelo.

Otro aspecto que pudo influir en el apagón es la baja demanda de primavera. El consumo eléctrico no remonta, la electrificación no despega. ¿Cómo lo podemos solucionar?

Nosotros, haciendo lo que nos mandan: desplegar las infraestructuras obligatorias en la planificación lo más rápido posible. Depende de nosotros en cierta medida. Hemos desplegado con eficacia la vigente, que acaba en 2026. Los números están ahí. El año pasado, más de 1.500 millones de inversión. En 2019 eran 400. Se ha multiplicado de forma exponencial en un momento en que la regulación ha sido especialmente negativa, a pesar de que los procedimientos administrativos lo dificultan muchísimo. Pasa en toda la UE. En España, cada territorio tiene una norma que rige unos u otros aspectos. Y con la legislación medioambiental, que debe y tiene que ser garantista, se demora bastante. Tenemos que esperar a que la planificación esté en el BOE para empezar a tramitar. No podemos empezar a construir hasta que no tenemos el permiso. Así que muy bienvenida la iniciativa europea de agilizar trámites que ha recogido España. Estamos a favor de no suprimir la exigencia medioambiental donde no se debe. Somos los primeros con un compromiso con el medio ambiente inequívoco. Igual que hay que respetar las comunidades locales y preguntarles. Pero la planificación tiene que hacerse ágil. Tenemos que invertir en la próxima planificación 13.000 millones, vamos a tenerla toda lanzada y ejecutada al 85%, por nosotros no va a quedar. Ahora, tienen que acompañarnos los permisos. Hay dificultades porque al final también los funcionarios son personas, probablemente por sobrecarga de trabajo. En toda Europa, TSOs, compañías eléctricas, fundaciones, ONGs, ecologistas, coinciden en que una de las cosas más importantes es conseguir un respeto social que haga favorable que los territorios acepten esas infraestructuras. Esto pasa por no desplegarlas de cualquier manera, sino de hacer un acercamiento a la comunidad. Y esto supone dinero, una manera de hacer las cosas diferente. Pero toda Europa tiene muy claro que si no se aceleran los permisos a la par de la aceptación social no vamos a llegar. Tenemos aprovisionamientos de infraestructuras que ni siquiera vamos a comenzar en cinco años y ya estamos haciendo las contrataciones. 

Red Eléctrica, la parte del TSO, solo invierte en España: 1.500 millones en 2025. Si nos vamos a los presupuestos de otras empresas de distribución, descubrimos que con el triple de redes, invierten la mitad. Empresas con 150.000 kilómetros de redes frente a nuestros 46.000 invierten menos de 800 millones al año en España. Cuando se habla de determinadas cifras de inversión muy globales, tendríamos que especificar cuáles mejoran España. Nuestra red está en buenas condiciones. Se demostró el 28 de abril. No falló nada en la red nuestra, ni en las líneas ni en las subestaciones. Se hicieron 7.000 maniobras en remoto, sin movernos de Madrid, y no falló nada. No ocurrió lo mismo con las redes de distribución en algunos puntos ni con determinadas instalaciones. ¿Cómo está el mantenimiento de estas infraestructuras? ¿Cuánto invierten? Su planificación no es vinculante. ¿Por qué, si son tan relevantes para determinados consumos que se están incorporando? ¿Cuánto consumo tenemos que incorporar hasta 2030? La planificación hasta 2026 incorporaba dos gigas y la planificación a 2030 incorpora 27 gigas de demanda, no solo centros de datos: electrificación, descarbonización, empresas tradicionales, muy altamente consumidoras, baterías. ¿Cómo están las redes de distribución? ¿Cuál es su nivel de mantenimiento? ¿Por qué no se despliegan más rápido? Su tramitación es exactamente la misma que la nuestra. Algunas empresas están diciendo que quizá haya que plantearse que las redes de transporte salgan a competencia, que vayamos a un sistema tan ineficiente como el estadounidense, el de Texas, tan débil como el brasileño, o el de México, que continuamente tienen apagones. Hay que poner en valor el sistema europeo. Garantiza mayor independencia, es lo más barato para los consumidores, obliga a unos estándares de calidad, ha garantizado su eficiencia. Que hicieran las redes de transporte ellos no garantiza que fueran más eficientes ni más rápido. El mantenimiento y la inversión estarían a otros niveles. Invito a cualquiera a que sin avisar vaya a cualquier infraestructura, como una subestación compartida entre REE y otra distribuidora, e identifique a simple vista de quién es cada una. Se van a dar cuenta el nivel de mantenimiento de las infraestructuras de esta casa y el de otras casas.

Esa idea de quitarles el transporte la plantearon esta semana Iberdrola y el PNV en el Congreso.

Cada cual tiene su orientación. Sería un paso atrás en un sistema que lleva 41 años en toda Europa y ha demostrado su eficiencia. Se decidió crear una columna vertebral con redes que tenían diferentes empresas porque eran ineficientes. Se le otorgó el monopolio legal a una compañía que se saca a bolsa y se somete a un control doble: con infraestructuras obligatorias, una retribución para no sobreinvertir y reinvertir e incentivos de disponibilidad de la red, de manera que si no cumples te penalizo. Con unos estándares de calidad, de integración. Y aún así, sigue consiguiendo cierta retribución al accionista. Evidentemente no 6.000 millones. El sistema TSO está bien alineado. Pretender ir para atrás, a un sistema ineficiente donde hay cortes continuamente, donde las empresas tienen que ponerse generadores o grupos electrógenos para operar, es un paso atrás. Lo que tiene que hacer España es ir hacia adelante, no hacia atrás por intereses empresariales puramente económicos que son respetables. El interés general está por encima.

España e Irlanda estudian un cable submarino. ¿Cuánto puede costar?

Van a estudiar si es técnicamente viable. Tenemos ahora en construcción uno con Francia con una complejidad técnica resuelta. La profundidad y longitud determinan su viabilidad. De aquí a Irlanda la distancia es considerable. El de Francia son 400 kilómetros. Tenemos algunos de ciento y pico entre Península y Baleares y la profundidad máxima a la que hemos tendido un cable es en Canarias, más de 1.400 metros, un hito tecnológico. Las interconexiones son prioridad para Europa. Si queremos electrificar y hacer competitiva la industria europea y que no sea dependiente de los combustibles fósiles, se necesita hidrógeno, biocombustibles, renovables. Las renovables están fundamentalmente en el Mar del Norte, con la eólica marina offshore, y en la Península Ibérica. Y necesitan interconectarse con Europa. Estamos a favor del planteamiento de la Comisión de que la planificación de estas infraestructuras con trascendencia en toda Europa no pueda ser ralentizada por un interés nacional. Somos una de las partes de Europa peor interconectadas. Con Irlanda se estudiará técnicamente si es posible. Este tipo de infraestructuras las incorpora o no la Comisión a su paquete de proyectos de interés comunitario. Todas llevan siempre un análisis coste-beneficio. El quid es cómo se hace: cuál es el beneficio, si es para toda Europa, para los países. O sale positivo o no se hace. Quedan muchas cosas en el aire. Ahora lo más importante es un análisis técnico.

España y Portugal tienen los precios más baratos de la UE, lo cual explica el interés inversor. Todo el mundo tiene que aportar al mercado eléctrico europeo, la máquina más grande del mundo, una máquina síncrona, conectada desde Lisboa hasta los países bálticos, que funciona como un todo. Pero hacen falta buenas interconexiones. La Comisión ha determinado que para que se entienda que el mercado energético es uno, también desde el punto de vista económico, la interconexión debería tener un mínimo en 2030 del 15% sobre la capacidad instalada. En la Península tenemos un 3%. Esto provoca que no podamos exportar toda la energía y aún así llevamos haciéndolo cinco años. Cuanto más interconectado está un país, más seguro es el sistema. El 28 de abril la energía se pudo recuperar gracias a la interconexión con Francia y Marruecos. Porque, como demuestra el panel de expertos, algunas centrales que en España estaban diseñadas y retribuidas para arrancar sin electricidad, las hidroeléctricas, no fueron capaces. Cuando se les pidió arrancar tuvieron dificultades y la reconstrucción se hizo partiendo de la electricidad de Francia y Marruecos. Por eso el Real Decreto que decayó el año pasado obligaba a la CNMC a revisar cada tres años que las plantas con obligación de arranque autónomo tenían capacidad. En la reposición muchas fallaron.

Ha sido un año larguísimo, lo ha dicho. ¿Se ha sentido respaldada por el Gobierno? Con episodios de acoso personal y una demanda de Iberdrola, ¿Se ha planteado la dimisión?

Mi responsabilidad al frente de esta compañía, institucional y no ejecutiva, incluye dar todas las explicaciones. Pero aguantar acosos, insultos, injerencias, no me va en el sueldo. Mi nombramiento depende básica y exclusivamente de una propuesta del accionista de referencia [el Estado], y que la Junta General ratifique esa confianza. En mi caso, tres veces. Cuando me propusieron en 2020, al vencer mi mandato, en 2024, y en 2025, en la Junta General un minoritario pidió incorporar al orden del día la petición de cese y la propuesta la rechazó el 98% de los accionistas. El 80% son accionistas en bolsa y no son accionistas públicos. Me siento absolutamente respaldada por las personas interesadas en el funcionamiento de la compañía desde el punto de vista empresarial. Desde la responsabilidad que tengo, cuando la compañía pasa un mal momento, mi obligación es explicar a todo el mundo que ha cumplido siempre su obligación, que está comprometida con el interés general y defenderla de ataques interesados e injustos. Cuando hablo de la compañía, me refiero a las personas que forman parte de ella. Los mejores ingenieros, los mejores técnicos. Aquí hay trabajadores de todos los niveles sufriendo insultos y desprecios que no se corresponden con su nivel de profesionalidad, excelencia y experiencia. Es mi obligación defenderlos. Como se suele decir, lo que no te mata te hace más fuerte. Nos sentimos mucho más fuertes, mucho más comprometidos. Y si alguien tiene esperanza en que esto cambie, que la abandone.

Un año del histórico apagón ibérico del 28 de abril de 2025 que dejó sin luz a 50 millones de personas durante horas. Doce meses en los que diversos informes oficiales han repartido culpas sobre el peor cero eléctrico en Europa en décadas, con epicentro en el sistema eléctrico español, considerado uno de los más seguros, evolucionados y fiables del mundo hasta que lo que parecía imposible ocurrió.

El colapso, apuntan expertos del sector, reveló la necesidad de adaptar la normativa a un sistema que lleva años en rápida transformación y es mucho más complejo por la transición a las renovables, que ya cubren más del 55% del consumo en España.

El peso en España de la fotovoltaica, la energía que más crece en el mundo, es inferior al que tiene, por ejemplo, en la Hungría del todavía primer ministro Viktor Orban, pero eólica y solar fueron señaladas desde distintos sectores (incluso por la Administración de Donald Trump) como responsables de un incidente que, según los dictámenes publicados en España y la UE, fue “multifactorial” y fruto de una cadena de fallos.

“Todo el mundo tuvo algo de responsabilidad”, resume al teléfono el expresidente de Red Eléctrica de España (REE) Luis Atienza, que incluye a empresas y al propio regulador.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha anunciado por ahora 55 expedientes sancionadores a REE, las grandes eléctricas y otras generadoras como Repsol, una de las empresas que ha anunciado que pedirá una indemnización por daños sufridos en el apagón.

Los dos que apuntan por ahora a una posible infracción “muy grave” de la Ley del Sector Eléctrico afectan a REE (sanción que deberá decidir en su caso el propio Gobierno) y a la dueña de las nucleares de Almaraz y Trillo, en la que participan todas las eléctricas, con mayoría de Iberdrola. La vicepresidenta Sara Aagesen ya atribuyó a REE, que preside la exministra socialista Beatriz Corredor (cuyo mayor accionista es el Estado), una “mala planificación” de centrales de respaldo el día del apagón, al programar la menor potencia firme de todo el año.

El operador del sistema ha asegurado que el informe de los expertos europeos muestra que cumplió la normativa “antes, durante y después” del colapso. Las eléctricas afirman que lo hizo “al límite”. Con ambos bandos inmersos desde el principio en una batalla a cara de perro, hay en juego compensaciones y multas millonarias y un enorme coste reputacional.

Los expedientes, recalcó Competencia, “no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas”, dado ese “origen multifactorial” que recogieron los informes del Gobierno (en junio) y, en marzo de este año, los expertos europeos de ENTSO-E, que lo atribuyeron a un fenómeno de sobretensión propiciado por una tormenta perfecta de fallos en cadena.

Atienza ve “muy difícil” determinar quién tuvo más culpa (“seguramente” lo acabará dirimiendo un juez, dice) y cree que lo relevante es “qué aprendemos” del apagón y “qué oportunidades nos proporciona para dar un salto adelante” en la gestión de un sistema eléctrico “con unas características muy diferentes al de hace 25 años”.

“Más encima”

El episodio, en palabras del secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, mostró “que hay que estar más encima del sector”. Fue un evento “excepcional y sin precedentes”, según los expertos de la UE, que identificaron 17 desencadenantes: una combinación de fluctuaciones de tensión y oscilaciones (comenzando por la que forzó, por razones no explicadas, una gran planta fotovoltaica en Badajoz perteneciente a Iberdrola, como reveló elDiario.es) que culminó con la pérdida de sincronismo del sistema ibérico con el resto de Europa y el cero total, después de que grandes centrales de generación que debían controlar tensión no lo hicieran y plantas de renovables se desconectaran indebidamente pese a operar en los márgenes legales de tensión. 

Desde la prudencia y la distancia, al teléfono desde Zambia, el ingeniero eléctrico y académico Ignacio Pérez Arriaga, redactor del Libro Blanco para la reforma del sector, apunta que “puede que ninguno haya hecho nada ilegal”, pero las conclusiones del informe europeo indican “cierto abandono o descuido en la seguridad del sistema” por parte de todos los agentes. Y falta de “adecuación a los nuevos tiempos” en la regulación, competencia de la CNMC, a la que el Gobierno intentó desgajar sin éxito la competencia de energía cuando Teresa Ribera aún era ministra.

Un discípulo de Pérez Arriaga, el académico del ICAI y experto en energía José Luis Sancha, ex de Endesa y REE, apuntaba hace unos días en LinkedIn la “solvencia técnica” del informe europeo, que “no responde a intereses regulatorios o sancionadores concretos” y huye de “interpretaciones simplistas”, y apelaba a aplicar sus 19 recetas con “un clima de diálogo y cooperación entre todos, que permita abordar esas recomendaciones con garantía y urgencia”.

Como marca la normativa de la UE, el informe que redactaron 49 expertos europeos incluía a operadores del sistema, reguladores y observadores independientes que, subraya Atienza, se juegan “el prestigio”. Iberdrola y Endesa han cuestionado el dictamen por la presencia de REE en la investigación, y por obviar aspectos como que España es el único país de Europa que considera admisibles tensiones de hasta 435 kV, dejando un margen de solo 5 kV hasta que actúan las protecciones, frente al límite de 420 kV del resto de Europa.

También al margen de esos dictámenes oficiales, el juicio político de la comisión de investigación que creó en el Senado el PP cargó las culpas del apagón en REE, el Gobierno y la CNMC, y libró de toda responsabilidad a las grandes eléctricas.

Pedro Fresco, experto en energía y director general de la patronal valenciana de renovables Avaesen, define el informe europeo como “una autopsia” que detalla “el 99% de lo que pasó”. La recomendación “más importante” de ese dictamen es que “las renovables tienen que ser habilitadas para poder controlar tensión” y evitar el “descontrol” de aquel aciago y soleado día de abril.

“No hubiese sucedido”

En el momento del apagón la CNMC no había aprobado aún un procedimiento de operación (el P. O. 7.4) al que dio luz verde semanas después del colapso (aunque no ha empezado a aplicarse hasta hace unas semanas), tras años de proyectos piloto para calibrar el coste de la medida. REE planteó actualizarlo en 2020, cuando las renovables empezaron a participar en el control de tensión en Portugal, que comparte mercado eléctrico con el español.

Como dice Atienza, a toro pasado “es muy fácil aprender”, pero, según Fresco, “si el procedimiento de operación 7.4 hubiera estado en el momento y las renovables hubieran controlado tensión, el apagón no hubiese sucedido”.

Un fallo regulatorio de la CNMC, una suerte de supervisor todólogo creado por el Gobierno de Mariano Rajoy (vigila energía, telecomunicaciones, transporte o Competencia) cuyo modelo apunta Pérez Arriaga, quizá no sea el más adecuado: “Yo soy partidario de que cada sector tenga su comisión reguladora”, porque “es imposible que haya un grupo de personas que entienda de todos los sectores”, dice el también ex consejero de la extinta CNSE (antecesora de la CNMC).

La CNMC ha asegurado que había “herramientas” legales para evitar el apagón, idea en la que insistió hace unos días su todavía presidenta, Cani Fernández, al negar el “vacío regulatorio” que apuntaron la víspera los responsables de Iberdrola y Endesa.

El control de tensión con renovables, explica Fresco, “ya se está viendo en la programación de ciclos combinados [centrales de gas] y en los costes de las restricciones técnicas”, con las que REE soluciona problemas puntuales de la red e incluyen la denominada operación reforzada, el colchón extra de seguridad que aplica desde el apagón (con más uso del gas) con un coste de 666 millones hasta marzo.

Esos costes, apunta Fresco, “han empezado a bajar desde que las renovables han empezado a hacer ese control”. “En horas solares, la programación de ciclos ha pasado de una horquilla de 2.000-3.000 megavatios (MW) desde el apagón a menos de 2.000 en los últimos quince días”, y “todo indica que es porque ya tenemos 4.500 MW renovables controlando tensión”.

En marzo, la CNMC publicó un informe con más de veinte recomendaciones que relacionaba la creciente volatilidad de las tensiones del sistema eléctrico español con la “rápida” descarbonización de un parque generador cada vez más complejo y distribuido y “un desarrollo más lento de la demanda eléctrica”, en un contexto de escasa interconexión y creciente penetración del autoconsumo, sobre el que REE apenas ha tenido visibilidad pese a su gran despliegue de los últimos años.

Retos que “tienen solución”

Un sistema “en el que gran parte de la generación no es síncrona” presenta retos “que afortunadamente tienen solución técnica”, apunta Atienza, que se declara “optimista” porque “una crisis así te permite dar un salto adelante” e insta a saber no solo “qué ha fallado”, sino dar “un repaso a fondo” para seguir avanzando en electrificación y descarbonización.

Impulsar la demanda y la interconexión son, apunta el exministro, desafíos “estructurales” pendientes, permitiendo nuevos accesos a una red muy saturada y reduciendo el aislamiento de la Península con el resto de Europa para seguir integrando renovables. Todo a la espera de una posible revisión del cierre nuclear progresivo pactado en 2019 con primera parada en la central de Almaraz, sobre cuya continuidad debe decidir este año el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN).

Para el consultor energético Kim Keats, “el apagón no fue consecuencia de una falta de inercia”, como se dijo en un principio desde determinados sectores (especialmente pronucleares), “ni de un defecto inherente a las energías renovables”. “Gran parte del debate público inicial estuvo marcado por narrativas que, aunque comprensibles, resultaron ser engañosas: exceso de solar, insuficiente generación síncrona, error del operador. Estas explicaciones ofrecían claridad a costa de precisión”.

En su opinión, los informes dejan claro “que el sistema se comportó de forma coherente con su creciente complejidad: pequeñas perturbaciones interactuando con márgenes estrechos, sistemas de protección reaccionando localmente, y una cascada resultante de la interacción de múltiples respuestas individualmente racionales”.

Keats señala que el marco regulatorio, “diseñado para un sistema distinto”, “tiene dificultades para seguir el ritmo”, con un sistema eléctrico que está experimentando una transformación estructural impulsada por la descarbonización, la electrificación y el creciente peso de la electrónica de potencia que montan las plantas fotovoltaicas y eólicas. 

Para hacer frente a esa creciente complejidad y a la “dejadez” normativa que apunta Pérez Arriaga, se han sucedido medidas en estos doce meses. Tras actualizar por fin el P. O. 7.4, la CNMC aprobó en octubre cambios urgentes en tres procedimientos de operación ante nuevas variaciones bruscas de tensión como las del apagón. También se modificaron las rampas de entrada y salida de las plantas de renovables (para evitar súbitas pérdidas e incrementos de potencia en el sistema) y se propuso incrementar los topes de inversión en la red de distribución a cambio de reforzar, entre otros aspectos, el control de tensión. 

En julio, el Gobierno cambió el plan de desarrollo de la Red de Transporte para instalar por primera vez en la Península compensadores síncronos y reactancias y mejorar el control de tensión. Tras tumbar el Congreso en julio un decreto-ley de medidas urgentes, Transición Ecológica aprobó en noviembre un decreto con medidas de refuerzo del sistema. En febrero sacó a consulta un decreto para elevar la capacidad en las redes y reforzar el sistema, con medidas específicas para amortiguar las oscilaciones de potencia.

Como señala Atienza, el apagón “de repente nos coloca en la realidad de que es necesario pegar un salto de sofisticación en la operación del sistema del que todavía no hemos visto casi nada, porque el ritmo de cambio que se está produciendo desde el punto de vista tecnológico es extraordinario”.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha anunciado este viernes la incoación de otros 35 expedientes sancionadores en el marco de su investigación del histórico apagón eléctrico del 28 de abril de 2025, lo que eleva a 55 el número de expedientes abiertos.

Se trata de 34 nuevas infracciones “graves” y una “muy grave” a la agrupación de interés económico (AIE) que gestiona las nucleares de Almaraz y Trillo, por una presunta “reducción, sin autorización, de la capacidad de producción o de suministro de energía eléctrica, incluyendo el incumplimiento reiterado de las obligaciones de disponibilidad por las unidades de producción”.

Los nuevos expedientes afectan también, por infracciones “graves” de la ley eléctrica, a Iberdrola (otros 18 expedientes), Endesa (12) y la AIE que explota las nucleares de Vandellós y Ascó, en Tarragona, con otro más por “la presentación de ofertas con valores anormales o desproporcionados con el objeto de alterar indebidamente el despacho de las unidades de generación o la casación del mercado”. La nueva batería de sancionadores afecta también a otras como Engie, Totalenergies y ContourGlobal, del fondo KKR y que opera varias centrales termosolares en España y el ciclo combinado de Arrúbal, en La Rioja.

Estos expedientes se suman a los anunciados hace una semana a REE (la única en la que hasta ahora la CNMC apreciaba una infracción “muy grave”), Iberdrola, Naturgy, la propia Endesa o Repsol.

Competencia recuerda que tras el apagón “inició varios expedientes informativos con el fin de analizar las circunstancias del cero eléctrico y determinar los hechos relevantes bajo la perspectiva de la normativa sectorial eléctrica”.

“Como resultado de las investigaciones, la CNMC ha detectado diversos indicios de incumplimiento, mantenidos durante periodos prolongados de tiempo, que habrían afectado al funcionamiento del sistema eléctrico y podrían ser constitutivos de infracciones administrativas”. “Las incoaciones notificadas incluyen también la investigación de prácticas producidas en días o periodos distintos al 28 de abril de 2025, pero que constituirían igualmente indicios de posibles infracciones sectoriales detectados en el marco de la investigación del incidente”.

“No obstante, tal como se señaló en el caso de los expedientes incoados la semana pasada, los hechos objeto de estos procedimientos no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas, dado que el incidente respondió a un origen multifactorial”.

La incoación de estos expedientes no prejuzga el resultado final de la investigación. Estos procedimientos tienen una duración máxima que varía entre los nueve y los dieciocho meses en función de la gravedad de la infracción. En todo caso, los interesados podrán formular alegaciones y proponer la práctica de pruebas.

Red Eléctrica de España (REE), operador del sistema eléctrico, calcula que el coste de la denominada “operación reforzada” que la compañía aplica desde el histórico apagón peninsular del 28 de abril de 2025 ha ascendido a unos 666 millones hasta el pasado mes de marzo.

La cifra supone un incremento de 53 millones en un mes. El pasado 25 de marzo, en una comparecencia en el Senado, la presidenta de Redeia (matriz de REE), la exministra socialista Beatriz Corredor cifró el coste de este colchón extra de seguridad en unos 613 millones, cifra que comprendería hasta el pasado febrero.

Corredor reiteró que esa operación reforzada se aplicará “hasta que sea necesario”, una vez que esté plenamente implementado el nuevo procedimiento de control de tensión (el conocido como 7.4) que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó poco después del histórico apagón, tras años analizando la actualización del vigente hasta entonces, que databa del año 2000.

El operador del sistema calcula que, desde mayo de 2025 hasta el pasado marzo, esa operación reforzada, con mayor uso del gas natural en la generación eléctrica, “ha representado un 2,12% de los costes totales del sistema eléctrico español, que en este periodo han superado los 31.349 millones de euros”.

Las mismas fuentes indican que el coste de la programación reforzada “ha supuesto un 4,7% sobre el precio final de la energía medio”, que en este periodo ha sido de 77,07 €/MWh. “Esto implica que, para un usuario sujeto a PVPC [la tarifa regulada del Precio Voluntario al Pequeño Consumidor] con un consumo medio mensual de 300 kWh, la operación reforzada ha tenido un coste en el periodo de aplicación de 4 céntimos al día”, según estimaciones de Red Eléctrica.

En marzo, en sus informe de recomendaciones sobre el histórico apagón, del que está a punto de cumplirse un año, la CNMC analizó el incidente desde una perspectiva técnica y regulatoria, sin buscar culpables ni anunciar por ahora sanciones, proponiendo propuestas de mejora y afirmando que el sistema contaba con las herramientas técnicas y regulatorias para haber evitado un incidente así.

El informo abogaba por seguir adaptando los marcos técnicos, operativos y normativos a un sistema eléctrico en continua transformación, caracterizado por una elevada penetración de generación renovable, una mayor complejidad operativa y una creciente volatilidad de las tensiones.

El informe del PP para la comisión de investigación que los populares impulsaron en el Senado, aprovechando su mayoría absoluta, sobre el apagón eléctrico del 28 de abril de 2025 culpa al Gobierno y al operador del sistema, Red Eléctrica (REE), y apunta a “falta de diligencia” de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en su papel de regulador del sector.

El PP, que no aprecia ninguna responsabilidad en el histórico cero energético de las eléctricas privadas, ha concluido que la “responsabilidad política” del apagón es del Gobierno de Pedro Sánchez y “sus políticas radicales y sectarias, basadas en la ideología y no en la tecnología”.

La portavoz del grupo parlamentario popular en el Senado, Alicia García Rodríguez, ha señalado en una rueda de prensa este miércoles para presentar las conclusiones de esta comisión que el apagón “no fue un hecho fortuito, no fue una catástrofe natural sobrevenida. Fue el resultado de una gestión irresponsable y de unas políticas negligentes”.

García Rodríguez ha exigido la “dimisión inmediata” de la vicepresidenta del gobierno y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, y el “cese fulminante” de la presidenta de Redeia (matriz de REE, en la que el Estado es primer accionista), la exministra Beatriz Corredor.

La portavoz popular ha señalado que los populares concluyen que “las señales, las alertas, los avisos sí existían. Por tanto, el problema no fue la falta de avisos, sino la falta de reacción ante ellos”, informa EFE.

Además de considerar “responsables” de ese cero energético a REE y su matriz, Redeia, y al Ministerio para la Transición Ecológica, el informe del PP apunta también a la CNMC, el organismo que este partido creó en 2013 aniquilando el antiguo modelo de reguladores sectoriales y aglutinándolos en un único ente, en un modelo prácticamente inédito en el mundo.

El documento señala que “la CNMC conocía o debía conocer los riesgos sistémicos que precedieron al apagón, pero no actuó con la diligencia exigible, y tras el apagón ha adoptado decisiones que pretenden preservarla en la opacidad sobre su propia corresponsabilidad en los hechos”, en alusión al procedimiento de operación para controlar la tensión eléctrica que el denominado superregulador aprobó poco después del cero energético, cuando la actualización de esa normativa “había sido identificada como necesaria desde al menos 2019” por el propio organismo.

La propuesta de infome del PP se aparta de las conclusiones de los dictámenes que han elaborado en los últimos meses la propia CNMC, los expertos de la Comisión Europea, REE y el Gobierno. El Ejecutivo fue el primero en publicar un dictamen, que apuntó que este fue un fenómeno “multifactorial”. La Comisión sobre el cero eléctrico del Senado celebrará este jueves su última reunión para aprobar las conclusiones definitivas, que serán llevadas a Pleno, aunque García consideró “imposible” poder llegar a acuerdos con el PSOE.

Los populares presumen de que esta comisión, creada en mayo de 2024 para, afirman, “esclarecer las causas del apagón y depurar las eventuales responsabilidades políticas derivadas de un suceso de extraordinaria gravedad”, “ha cumplido una fundamental función de servicio público que ha permitido a los españoles contar con una información” que ha sido “deliberadamente urtada” [sic].

Una labor, dicen en el PP, “necesaria, para que cada ciudadano pueda ejercer sus propio juicio de valor sobre un hecho demasiado triste en nuestra historia reciente”.

España se encuentra en una década decisiva para su sistema energético, y en torno a si la infraestructura está preparada para lo que viene, ha girado el debate de la primera mesa de esta segunda jornada del VI Foro Económico elDiario.es. Los cuatro expertos reunidos, moderados por Serafí del Arco, redactor jefe de economía de elDiario.es, han analizado la presión de una electrificación acelerada, la explosión de las renovables y la llegada masiva de centros de datos. La conclusión es unánime: partimos de una base excelente, pero el sistema necesita una “sincronización perfecta” para no morir de éxito.

La conversación comenzó con un diagnóstico optimista, aunque cauteloso, sobre la robustez de la red actual. María Luisa Castaño, asesora de la dirección general del CIEMAT, defendió el sistema español sin ambages: “Nuestra red es ejemplar, es una red pionera... pero necesitamos que se sincronice y se adapte al siglo XXI”. Castaño subrayó que la “inteligencia de red” es la pieza que falta para que España alcance su autonomía estratégica.

En esta misma línea, Carmen Longas, responsable de acceso a la red de Red Eléctrica, coincidió en que el país cuenta con “buenos mimbres” y profesionales de primer nivel. Sin embargo, introdujo un matiz crucial a la “inteligencia de red” de la que hablaba Castaño: “Yo hablaría de un sistema eléctrico más inteligente, no solo es la red, es la gente que se conecta a la red quien tiene que ser también más inteligente. Pero la verdad es que tenemos muchísimas iniciativas en progreso y en España sabemos por lo menos qué es lo que hay que hacer”.

El debate se intensificó al abordar la competitividad económica. Patxi Calleja, director de regulación de Iberdrola España, recordó que Europa y España carecen de combustibles fósiles, lo que encarece el gas por los costes de transporte y licuefacción. Para Calleja, la electricidad producida ‘en casa’ es la clave: “Cuando hablamos de electricidad hablamos de energía producida en España y el resto es importada. Yo creo que tenemos que empezar a hablar en esos términos, ¿qué energía produzco aquí y qué energía es importada?”.

Calleja destacó también la bajada de precio que supone la generación de electricidad en España y la oportunidad económica e industrial que supone. Pero también quiso lanzar una advertencia severa sobre la falta de inversión frente a otros vecinos europeos: “Francia ha multiplicado sus inversiones en redes por cuatro, Alemania por tres... España puede ser un hub industrial europeo, pero la red eléctrica es el limitante”. Comparó la situación actual con “tener una mina de oro sin carretera”, donde la falta de acceso impide que la ventaja de las renovables llegue realmente a la industria y al empleo.

La intervención de David Blázquez, director de relaciones institucionales en AWS Iberia, fue uno de los momentos más interesantes de la sesión. Blázquez defendió el papel de los centros de datos, no como una carga sino como transformadores de potencia en innovación y utilizó una analogía para explicar los tiempos del sector: “La electrificación es como la educación, ves los frutos en el medio y en el largo plazo”.

El director de relaciones institucionales en AWS Iberia también ofreció la metáfora del día para explicar por qué el acceso a la red no podía seguir siendo gratuito para quienes solo reservan potencia sin ejecutar proyectos. Comparó la capacidad de red con el mercado de rodaballo en Mercamadrid: “Reservar 1 MW era como si reservase 1 kg de rodaballo durante 5 años pagando 0,08 euros... No es que pase de ser gratis a costar dinero, es que ahora te cuesta dinero privar a otros de construir cosas y hacer desarrollo y hacer industria”.

Los centros de datos: ¿aliados o “devoradores” de energía?

Tras ser preguntado sobre cómo puede el sector tecnológico colaborar en la flexibilidad del sistema en lugar de ser visto como una gran carga en la demanda, Blázquez defendió los centros de datos como infraestructuras que transforman la potencia eléctrica en servicios, innovación y capacidad de computación para una sociedad cada vez más digitalizada. “Vosotros no existiríais como periódico sin eso”, ejemplificó. “Los centros de datos no devoran energía, la transforman para una sociedad que demanda muchísima más digitalización”, resumió.

Además, Blázquez argumentó que estas instalaciones son una herramienta de eficiencia, ya que permiten ahorrar hasta un 90% de energía en comparación con los servidores privados tradicionales gracias a las economías de escala. En lugar de verse como una carga, los expertos coincidieron en que deben ser tratados como aliados estratégicos que aportan flexibilidad al sistema y facilitan la descarbonización de otras industrias pesadas, como la cementera o la siderúrgica, al actuar como motores de su digitalización.

El riesgo del apagón y la sombra del 28 de abril

La estabilidad del sistema y los riesgos de apagón también fueron centrales en la discusión, especialmente tras los recientes informes europeos y el incidente del pasado 28 de abril en España. “La estabilidad ya no viene de serie... el mayor riesgo es desacoplar la penetración de red sin un sistema coordinado entre generación, transporte y demanda”, zanjó Castaño, desde el punto de vista científico. Además, alertó de que España solo ha alcanzado el 15% de sus objetivos de almacenamiento en baterías para 2030.

Por su parte, Longas enfatizó que la seguridad de suministro debe ser el pilar inamovible: “Que todo el avance que hagamos en materia de electrificación nunca suponga un perjuicio al consumidor”.

El horizonte de 2030

Para cerrar la mesa, los ponentes lanzaron sus peticiones para el futuro cercano. María Luisa Castaño pidió una “red integral diseñada desde la generación hasta la demanda” que esté plenamente digitalizada. Carmen Longas insistió en no perder de vista la seguridad del consumidor, mientras que David Blázquez pidió que la flexibilidad del sistema no obligue a los usuarios a cambiar sus hábitos digitales de forma perjudicial.

El cierre más contundente lo puso Patxi Calleja, que puso el foco en lo que denominó la paradoja fiscal española: “El tercer producto más gravado de España es la electricidad, después del alcohol y el tabaco... gravamos a la electricidad como si fuese algo dañino cuando es el objetivo que queremos conseguir”. Calleja calificó esta situación como un “arancel inverso” que lastra la competitividad del país frente a las energías importadas.

Ya con el tiempo agotado, la mesa concluyó con una idea clara: España tiene la tecnología, el recurso natural y las empresas, pero necesita una regulación valiente y una inversión ambiciosa para que la red eléctrica deje de ser un freno y se convierta en el motor definitivo de la economía nacional.

El sector de los centros de datos en España cerró el año 2025 con 439 MW de potencia instalada, equivalente a unos 500.000 hogares. Es un crecimiento del 25% respecto al año anterior. No obstante, la carrera solo acaba de empezar: para el año 2030, el sector quiere multiplicar su potencia instalada por seis, hasta los 2.537 MW, tal y como recoge el Informe Anual del sector elaborado por su patronal que ha sido presentado este miércoles.

La asociación SpainDC atribuye este crecimiento al auge de la inteligencia artificial, que se ha convertido en “el motor de demanda más disruptivo y determinante”. “Las cargas de trabajo de IA están incrementando los requisitos de densidad de potencia, acelerando la adopción de la refrigeración líquida y apuntalando la necesidad de instalaciones más grandes y con energía asegurada”, detalla.

Se trata de una tendencia que coloca a España como uno de los lugares del mundo más interesantes para construir nuevos centros de datos, debido a la disponibilidad de energía renovable y barata. Según los cálculos de la patronal, esto podría suponer hasta 66.900 millones de euros de inversión en el país y más de 17.000 empleos. Sin embargo, la tendencia también “incrementa la presión sobre la capacidad de la red eléctrica nacional y los marcos de concesión de autorizaciones”, reconoce el informe.

“La disponibilidad de energía se ha convertido en una de las limitaciones que influyen en el desarrollo de los centros de datos en España, especialmente en Madrid y sus alrededores. Aunque España presenta una abundante capacidad de generación de energía renovable, la disponibilidad y los tiempos de conexión a la red eléctrica –más que la generación en sí– están limitando cada vez más los nuevos desarrollos”, detallan.

Piden mejorar la red y prioridad en los permisos

Para acceder a esa inversión que quiere instalar nuevos centros de datos en España, el informe señala como “clave” mejorar “las limitaciones en subestaciones”, que transforman y distribuyen la electricidad, adaptando el voltaje según los requerimientos de hogares o industrias. También “el desigual margen de maniobra de la red eléctrica regional”, siendo ambos factores que ya “han retrasado o paralizado varios proyectos”, aseguran.

Para desenquistar este cuello de botella, el sector pide eliminar las “solicitudes especulativas de conexión a la red”: el informe advierte de que cada vez hay más promotores piden enganchar sus parcelas a enormes capacidades energéticas como las que necesitan los centros de datos para asegurarse el suministro sin tener un proyecto viable detrás, lo que congestiona las colas y bloquea el acceso a quienes sí tienen capacidad firme de ejecución. La ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, llegó a denominar esta avalancha de peticiones como “una burbuja”.

A la mejor eléctrica la patronal suma también la petición de reducir la burocracia. Según sus cálculos, el 91% de los operadores se enfrenta a plazos de varios años de aprobación para obtener permisos, que se suma a las “incoherencias locales y regionales” que restan transparencia y ralentizan las obras. Resulta muy difícil, argumenta la patronal, aplicar normativas tradicionales de construcción a megainstalaciones que “albergan equipos en lugar de personas”.

“España no compite solo por atraer centros de datos; compite por inversión, productividad y relevancia estratégica en la nueva economía digital”, ha manifestado Begoña Villacís, directora ejecutiva de SpainDC: “Consolidarnos como hub digital del sur de Europa refuerza nuestra competitividad y nuestra capacidad para desplegar digitalización e inteligencia artificial desde infraestructura propia”.

Negocio copado por multinacionales

La patronal de los centros de datos documenta en su informe como el sector “está experimentando una expansión rápida y profundamente transformadora en términos estructurales”. Se refiere a cómo España está dejando de ser un mercado periférico enfocado a los pequeños centros de datos corporativos nacionales (gestionados por bancos, administraciones o empresas de telecomunicaciones) para convertirse en un polo europeo dominado por los gigantes tecnológicos.

A finales de 2025, la potencia instalada en los centros de datos de estas grandes multinacionales ya superó en volumen a la infraestructura de las instalaciones empresariales tradicionales. Solo durante el último año, la inversión directa de estos gigantes, a los que se denomina “hiperescalares”, se triplicó. Destacan las apuestas de Amazon, que supera ya los 33.000 millones de euros de inversión en Aragón; Microsoft, con más de 5.000 millones en la misma región; o Meta, con un gran centro de datos en Talavera de la Reina con un coste de unos 1.000 millones de euros.

La presión eléctrica sobre estas regiones es grande. Solo entre Amazon y Microsoft consumirán tanta energía como el resto de la comunidad aragonesa antes del boom de los centros de datos. Además, asociaciones ecologistas y locales han demandado a la primera por la falta de transparencia en la utilización de otros recursos, como el agua, así como los pactos que ha alcanzado con las administraciones.

La trampa de la energía limpia

La asociación sitúa la sostenibilidad como un requisito básico para su operativa en España, afirmando que el 95% de la electricidad consumida por los operadores hiperescalares proviene de fuentes con bajas emisiones de carbono. Sin embargo, para alcanzar estas cifras en sus balances, las compañías recurren a Acuerdos de Compra de Energía (PPA) y Garantías de Origen (GdO), métodos que tanto los especialistas en cambio climático como sus propios empleados consideran como una trampa contable.

El motivo es que estos certificados permiten a las empresas deducirse emisiones en sus informes oficiales sin que ello suponga necesariamente la puesta en marcha de nuevas plantas de energía limpia o un cambio real en el mix energético de la red eléctrica, como documentó elDiario.es en este reportaje.

La clave radica en el consumo real de estas infraestructuras, que requieren energía de forma ininterrumpida las 24 horas del día. Durante los periodos nocturnos, cuando la producción renovable cae, los centros de datos absorben electricidad proveniente de centrales de gas o nucleares. Sin embargo, el Protocolo de Información sobre Gases de Efecto Invernadero permite a las multinacionales destacar únicamente la cifra de emisiones más favorable, basada en certificados de carbono. Este método de cálculo camufla hasta el 85% de la contaminación efectiva producida por la inteligencia artificial.