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.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha concluido que el 28 de abril de 2025 se disponía de las “herramientas normativas y regulatorias, así como mecanismos para garantizar el suministro” para haber evitado el apagón eléctrico que sufrió España, aunque considera necesario abordar mejoras en el sistema eléctrico “para dar respuesta a las necesidades actuales del sistema y dotarlo de mayor robustez”, así como en la red de telecomunicaciones y ferroviaria.

El regulador, casi once meses después del cero eléctrico peninsular, ha publicado su informe en el que, tal y como ya anunció esta semana en el Senado la presidenta de la CNMC, Cani Fernández, no señala directamente a ningún responsable sobre el apagón, algo que deberá, previsiblemente, dilucidarse en el tiempo en los tribunales.

De esta manera, el documento tiene una naturaleza consultiva y se emite “sin perjuicio del resto de actuaciones que resulten procedentes en el marco de la investigación abierta sobre el incidente”, añade la CNMC.

En su informe, de más de 70 páginas y que sale un día antes de que se conozca mañana el definitivo del panel de expertos europeos de Entso-e, plantea recomendaciones para reforzar la eficiencia y resiliencia del sistema eléctrico español, a partir de las conclusiones extraídas de la investigación del incidente.

Fuentes de Red Eléctrica sostienen a elDiario.es que están analizando “en profundidad el informe de la CNMC”. En un primer análisis del documento, “Red Eléctrica coincide con la CNMC en la necesidad del cumplimiento de la normativa y regulación vigentes en ese momento”, como apuntan que “ya adelantó el OS [operador del sistema] en el informe que, por imperativo legal, emitió el pasado 18 de junio”.

“En este sentido, en dicho informe Red Eléctrica aportó las evidencias de que el operador del sistema cumplió la normativa aplicable antes, durante y después del cero eléctrico, como también era obligación del resto de los sujetos del sistema”. añaden desde el organismo que preside Beatriz Corredor.

Medidas para mitigar los cambios “bruscos” de tensión

En concreto, la CNMC pone de manifiesto la conveniencia de 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 organismo destaca que la información recabada a través de peticiones específicas y las reuniones mantenidas con el sector en grupos de trabajo “han permitido profundizar en el diagnóstico de la situación actual del sistema eléctrico y en las medidas necesarias para afrontarla”.

Así, como líneas de mejora para dar respuesta a las necesidades actuales del sistema y dotarlo de mayor robustez, la CNMC ve necesario implementar medidas que “mitiguen los cambios bruscos de tensión y analizar la evolución del resto de parámetros del sistema desde el punto de vista del impacto que provocan en las variaciones de tensión”.

Para ello, apunta a definir la 'volatilidad aceptable' mediante la utilización de métricas de voltaje más sofisticada y pide considerar igualmente criterios técnicos de calidad de la onda para valorar el acceso a la red.

A este respecto, además de las modificaciones de los procedimientos de operación sobre la gestión de los mercados, señala que se ha solicitado a las instalaciones de tecnología Recore posteriores a la Orden TED/749/2020 una limitación de sus rampas de producción; y que cabría la posibilidad de plantearse la extensión de la aplicación de las rampas al resto de instalaciones, incluso a las instalaciones conectadas a la red de distribución.

Analizar el servicio de control de tensión y más inspecciones

También señala que se están abordando cuestiones como los tiempos de respuesta o la metodología para verificar el servicio de control de tensión para hacerlo más efectivo frente a la variabilidad de las tensiones que complementarían la actualización ya realizada en junio del año pasado en el procedimiento de operación (PO) 7.4 que va a permitir aprovechar mejor la capacidad técnica de todo el parque generador aportando control de tensión dinámico mediante consignas.

Además, la CNMC, que pide reforzar la coordinación entre los gestores de red y la visibilidad de sus redes, apunta “la complejidad” asociada a las infraestructuras de evacuación compartidas por varios productores, que requieren una delimitación precisa de responsabilidades para asegurar una operación eficiente del sistema.

El regulador también recomienda 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.

Asimismo, la CNMC considera aconsejable reforzar los programas de inspección periódica de los sistemas de protección y verificar el funcionamiento de las instalaciones tras su certificación inicial.

Recomendaciones para otros sectores

En su informe el regulador también va más allá del sector eléctrico e incluye recomendaciones para otros sectores que se vieron afectados por la dependencia del suministro eléctrico, como el gasista y carburantes, como el de las telecomunicaciones y el ferroviario.

En el ámbito de las telecomunicaciones y el audiovisual, se insta a completar la tramitación del proyecto normativo sobre seguridad y resiliencia de las redes y a reforzar la coordinación con la planificación eléctrica, incluyendo el impulso de la implantación del DAB+ y de sistemas automáticos de alerta.

Para el sector gasista, gasista, la CNMC advierte de la necesidad de revisar la autonomía de operación de algunas instalaciones como parte de las plantas de regasificación o las estaciones de compresión, de manera que se permita la atención a la demanda gasista, estableciendo también canales alternativos de comunicación en caso de interrupción del suministro eléctrico.

En lo que se refiere al sector de carburantes, se recomiendan soluciones de resiliencia orientadas a recurrir a grupos electrógenos de gran capacidad en las infraestructuras logísticas esenciales y a sistemas de bombeo y carga con capacidad de operación autónoma en las instalaciones de suministro. También se sugiere implementar medidas para disponer de sistemas de comunicaciones y de pago alternativos.

Respecto al sistema ferroviario, la CNMC señala que el apagón eléctrico evidenció su práctica dependencia total del suministro eléctrico, si bien los sistemas de protección y seguridad funcionaron correctamente, de modo que el sistema hizo lo que está programado para hacer: “Pararse de forma segura ante un fallo eléctrico grave”.

A este respecto, el regulador, que subraya que no dispone de competencia específica sobre la concreta cuestión de la resiliencia estructural de la red ferroviaria ante problemas en el suministro eléctrico, cree que “no es realista, a día de hoy”, dotar a toda la red ferroviaria de respaldo suficiente para operar sin red eléctrica, pues mantener trenes en circulación exige la alimentación continua a la catenaria, tensión y frecuencia estables y la sincronización de subestaciones a lo largo de cientos de kilómetros.

Redeia obtuvo un beneficio neto de 505,6 millones de euros en 2025, lo que representa un incremento del 37,2% con respecto al ejercicio anterior debido a que el ejercicio 2024 se vio afectado por el efecto contable del acuerdo de venta de Hispasat, informó la compañía, que disparó un 40% las inversiones en la red de transporte y la operación del sistema eléctrico hasta la cifra récord de 1.551 millones de euros.

Los ingresos del grupo, matriz de Red Eléctrica de España (REE), que suman la cifra de negocio y de la participación en beneficios de sociedades valoradas por el método de participación, alcanzaron los 1.716 millones de euros en 2025, un 4,2% por encima de los registrados en 2024, debido fundamentalmente al incremento experimentado en el negocio regulado en España.

Además, la actividad de fibra óptica de Reintel generó una cifra de negocio de 149,5 millones de euros, un 0,8% más que en 2024, mientras que la cifra de negocio más el resultado por puesta en equivalencia del negocio de transmisión eléctrica internacional desarrollada por Redinter se redujo un 2,5% respecto al ejercicio anterior, hasta los 132,5 millones de euros, debido a un menor volumen de proyectos para terceros en Chile y por los efectos del tipo de cambio eurodólar, parcialmente compensado con la buena evolución en Perú y Brasil.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo alcanzó los 1.258,3 millones de euros el año pasado, con un aumento del 4% respecto al cierre de 2024.

Por actividades, la evolución del Ebitda del área de Gestión y operación de infraestructuras eléctricas nacionales se situó en los 1.010,1 millones de euros, un 3,5% más debido, fundamentalmente, a los mayores ingresos de transporte; mientras que el del negocio de Transmisión eléctrica internacional (Redinter) fue de 106,7 millones de euros, un 5,7% más; y el del área de Fibra óptica (Reintel) de 115,1 millones de euros, un 2,6% más.

La deuda financiera, a 31 de diciembre del grupo se situó en 5.474,2 millones de euros, con un incremento inferior al 2% debido a que las fuertes inversiones del ejercicio se vieron compensadas con la generación de caja del grupo, la desinversión de Hispasat y el dividendo recibido de Argo (Brasil) fundamentalmente.

Inversiones y dividendo

En lo que respecta a las inversiones, el grupo incremento en 2025 un 40,4% las destinadas a la red de transporte y la operación del sistema eléctrico, hasta los 1.551 millones de euros, una cifra que multiplica prácticamente por cuatro el volumen de inversión de la compañía desde 2020.

En concreto, la partida destinada por REE al desarrollo y refuerzo de la red de transporte ha mantenido un crecimiento sostenido: su inversión se ha incrementado en 448 millones, llegando así a los 1.424 millones de euros.

El resto de los 1.551 millones de euros se destinó a la operación del sistema y a la construcción de la central de Salto de Chira en Gran Canaria, que avanza a buen ritmo.

En total, el conjunto de inversiones de Redeia ascendió a 1.626 millones de euros, un 38,7% más respecto a 2024. En este ejercicio se formalizó la venta de la participación de Redeia en Hispasat por un importe de 725 millones de euros, sin impacto en la cuenta de resultados de 2025 en función de los acuerdos contractuales.

En lo que respecta al dividendo, el consejo de administración propondrá a la Junta General de accionistas el reparto de un dividendo de 0,80 euros por acción con cargo a los resultados de 2025. De este importe hay que detraer los 0,20 euros por acción pagados a cuenta el pasado 7 de enero. El dividendo complementario de 0,60 euros se abonará en los primeros días del mes de julio.

Sin provisiones por el apagón

En la información remitida a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el grupo presidido por Beatriz Corredor reiteró, al igual que en los trimestres anteriores, que en función de los análisis internos realizados con la información existente en la actualidad y de la opinión de la Dirección de Servicios jurídicos de Redeia y de sus asesores legales independientes sobre el apagón eléctrico del 28 de abril de 2025, “los administradores estiman que no es probable que el mencionado incidente implique la salida de recursos del grupo en el futuro, por lo que no se ha registrado ninguna provisión en los estados financieros”.

No obstante, añade que, dado que continúan en marcha diversas investigaciones, entre ellas la de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), “esta estimación realizada por los administradores podría verse modificada en el futuro”.

Asimismo, a espera todavía de conocerse el informe técnico sobre las causas del incidente y el proceso de reposición por parte del comité de expertos compuesto por operadores eléctricos y reguladores europeos -Entso-E-, y esa investigación por parte de la CNMC, señala que, en la actualidad, “no es posible cuantificar de forma objetiva el importe derivado de reclamaciones por daños porque tales reclamaciones todavía no se han recibido por un importe significativo, no habiendo transcurrido aún el plazo de prescripción para su ejercicio”.

La Plataforma a Favor de los Paisajes de Teruel y la asociación Gent del Matarranya han presentado alegaciones formales contra el proyecto de Red Eléctrica de España (REE) denominado “Eje Escatrón-Els Aubals-La Secuita”, una infraestructura de transporte eléctrico que pretende atravesar Aragón y Catalunya, y que podría suponer un “riesgo ambiental, territorial y social que consideramos inasumible”.

Ambas entidades consideran que el proyecto, pese a ser una única infraestructura lineal de más de 170 kilómetros, ha sido “fragmentado artificialmente” en siete expedientes administrativos repartidos entre el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) y la Generalitat de Cataluña. “Aunque REE intenta presentarlo como si fueran siete proyectos distintos, sabemos —y lo reconoce su propio Estudio de Impacto Ambiental— que estamos ante un único eje eléctrico”, han alertado.

Trocearlo de esta manera, han asegurado, “no responde a ninguna necesidad técnica”, sino que es una forma de “rebajar artificialmente la magnitud de los impactos, impedir una evaluación ambiental realista y completa, vulnerar la legislación vigente y dificultar que la ciudadanía pueda entender y evaluar el proyecto en su conjunto”, han avisado.

Para explicar los impactos acumulativos que desaparecen al fragmentar el proyecto, las entidades han detectado que, si se analiza el eje completo —“como exige la lógica y la ley”—, el impacto es “evidente”, y argumentan que puede generar “un efecto barrera continuo para la fauna a lo largo de más de 170 kilómetros, una pérdida crítica de conectividad ecológica, impactos acumulados sobre especies protegidas como el águila perdicera, afecciones a espacios de la Red Natura 2000, y una presión añadida sobre el paisaje, el suelo agrario y los corredores naturales”.

Sin embargo, el Estudio de Impacto Ambiental (EsIA) analiza cada tramo como si no tuviera relación con el resto. Por ello, creen que evaluar piezas sueltas es una forma de “ocultar la dimensión real del daño, y que lo que afecta al territorio es el conjunto”. Además, la fragmentación del proyecto obliga a vecinos y ayuntamientos a revisar siete expedientes distintos y miles de páginas dispersas. Esto dificulta “enormemente” presentar alegaciones informadas y compromete la autonomía municipal, ha comentado ambas entidades. “La ciudadanía no puede defender su territorio si la información se presenta de forma deliberadamente fragmentada”, han agregado.

Ambas entidades afirman que este eje eléctrico no es una infraestructura aislada, sino que está directamente vinculado a la evacuación de macrocentrales eólicas y fotovoltaicas proyectadas en Aragón, que “soporta una presión enorme por la implantación masiva y desordenada de renovables, y esta línea sería la infraestructura que permitiría seguir ampliando esa saturación”. Añaden que el EsIA “evita analizar” la relación entre la línea y las plantas de renovables que la justifican, pese a que la ley obliga a ello.Tras esta exposición, tanto la Plataforma a Favor de los Paisajes de Teruel como Gent del Matarranya han solicitado declarar “insuficiente” el Estudio de Impacto Ambiental, por no evaluar el proyecto en su integridad. Por el momento, la empresa Red Eléctrica no se ha pronunciado sobre el asunto al ser contactada por este medio.

Precedente de la inviabilidad

En 2021 se evaluó un proyecto prácticamente idéntico —el “Clúster Begues”— y fue declarado ambientalmente inviable por la Generalitat de Catalunya debido a sus impactos críticos sobre el águila perdicera y la Red Natura 2000. El Miteco confirmó esa inviabilidad en enero de 2025.

A este respecto, han subrayado que la legislación es clara para subrayar que “no se puede repetir indefinidamente el mismo proyecto, y no se pueden admitir proyectos sustancialmente análogos a otros ya rechazados. Y este lo es”, han zanjado.

La Plataforma a Favor de los Paisajes de Teruel y la asociación Gent del Matarranya exigen a REE un nuevo EsIA “único e integrado”, que analice el eje completo y sus impactos acumulados; inadmitir el proyecto, aplicando el artículo 39.4.c) de la Ley 21/2013, por ser sustancialmente análogo al proyecto rechazado en 2021; y retrotraer el procedimiento si no se inadmite, para corregir el alcance del estudio. Además, reclaman que se garantice una evaluación ambiental transparente, rigurosa y coordinada, respetando los principios de prevención y no regresión.

Para estas entidades, que han presentado estas alegaciones en coordinación con otras plataformas de Aragón y Catalunya con las que comparten análisis, preocupaciones y estrategia, este proyecto “no es una simple línea eléctrica, sino una infraestructura que condicionará el futuro del territorio y que se suma a una presión renovable ya insostenible”. Por ello, han hecho un llamamiento a la ciudadanía, a los ayuntamientos y a las instituciones para que “defiendan el paisaje, la biodiversidad y el derecho de los pueblos a decidir sobre su propio territorio”.

El consejero de Industria de Cantabria, Eduardo Arasti (PP), ha acusado al grupo parlamentario Vox de sembrar dudas con sus preguntas sobre el proyecto del centro de datos Altamira, que se negó a responder este pasado lunes en el primer turno de su intervención parlamentaria. “Parece que buscan esparcir unas dudas que podían haber despejado leyendo el trabajo de la Universidad de Cantabria al respecto”, espetó desde la tribuna del hemiciclo. “Ahí están las respuestas a todas sus preguntas”, concluyó. Recogió sus papeles y regresó a su escaño.

Vox había preguntado para cuándo tendrá energía eléctrica suficiente para funcionar el futuro campus tecnológico Altamira, que ocupará 636.000 metros cuadrados entre los municipios de Piélagos y Villaescusa, una iniciativa que ha sido declarada como “proyecto estratégico” de Cantabria. También si habría que duplicar la capacidad de transporte de energía de Cantabria solo para dar servicio a ese centro de datos y si puede suponer un problema el que no quede margen para que se instalen nuevas fábricas o que las actuales se electrifiquen.

Pero el informe de la Universidad de Cantabria avalando el futuro centro de datos de 320 megavatios en su primera fase -que posteriomente serán 500 megavatios, como el consumo de toda Cantabria- no despeja directamente estas dudas.

Cantabria se ha sumado al aluvión de los centros de datos en España con un proyecto privado -que aspira a instalar un centro que se sumaría a los 130 que ya existen en proyecto en todo el país- huérfano del elemento principal: la energía eléctrica necesaria. Los accesos a la red eléctrica son limitados y están muy cotizados. Cantabria no dispone de electricidad suficiente para el centro de datos privado y el Ministerio para la Transición Ecológica no ha incluido en la Planificación de la Red de Transporte de Energía 2026-2030 las dos nuevas posiciones en la subestación de Penagos que solicitó el Ejecutivo autonómico. En este momento hay presentadas dos alegaciones, por parte del Gobierno y de la empresa privada que lo impulsa, a la espera de que se resuelvan.

El consejero cántabro Eduardo Arasti concretó algunos datos más en la réplica de la pregunta parlamentaria que no respondió. “No habrá competitividad sin centros de datos”, argumentó. “Si queremos empleos bien remunerados, España tiene que instalar centros de datos y sino cometeremos un error histórico”. “Por eso creo que el Gobierno de España no impedirá una inversión de 3.600 millones de euros que supone un gasto cero al sistema eléctrico español”, advirtió.

Cantabria tiene en estos momentos una potencia de 2.000 megavatios “concedida a consumidores finales” y el pico de consumo está en 900 según Red Eléctrica, dijo el consejero. Por lo tanto, considera que “no falta energía, sino que se infrautiliza”.

“Los electrones no saben por qué comunidad circulan”

Arasti dijo en el Parlamento que tenemos un sistema con 1.000 megavatios “ociosos”. Por tanto, aseguró que el centro de datos Altamira “tiene energía suficiente a través de las dos subestaciones que ya existen en Penagos”. “Los electrones no saben por qué comunidad autónoma circulan” -apostilló- “circulan por España”. Lo que hay que hacer es echar de la red eléctrica a los fantamas y dar paso a proyectos serios, maduros y con ventajas competitivas como el proyecto Altamira“.

Arasti anunció también que si el Ministerio admite algunas de las alegaciones, las obras podrán comenzar de inmediato. También incidió en que el proyecto Altamira “no desplaza” ningún otro proyecto industrial en Cantabria.

La Xunta va a registrar sus alegaciones contra la planificación de infraestructuras eléctricas propuesta por el Gobierno central y que excluye la subestación que necesita el proyecto de macrocelulosa de Altri para instalarse en la comarca de A Ulloa. Una de las reclamaciones del Gobierno gallego volverá a ser que se incorporen nuevos proyectos de transporte para la zona central y oeste de la provincia de Lugo, ya que la carencia de una subestación “frena su futuro industrial”.

El Consello de la Xunta revisó en su reunión de este lunes un informe sobre las alegaciones, en la víspera de que termine el plazo para presentarlas. El presidente gallego, Alfonso Rueda, manifestó que hay más de una docena de proyectos industriales declarados estratégicos que no tienen garantizada la conexión que necesitan con la planificación entre 2026 y 2030 y consideró que “no es de recibo” que Galicia sufra lo que considera “una nueva discriminación”.

La conselleira de Economía e Industria, María Jesús Lorenzana, insistió en la falta de infraestructuras para la provincia de Lugo. Cuando se conoció la propuesta de planificación dio por hecho que el proyecto de Altri sería inviable. Este lunes defendió que las alegaciones, en las que el Gobierno gallego vuelve a pedir la subestación que requeriría la fábrica para instalarse en Palas de Rei, buscan que “no se condene” a algunos territorios y que “no se haga morir proyectos”.

La Xunta defiende que Galicia necesita más capacidad para que se instalen proyectos industriales, entre los que cita el centro de datos planeado para Curtis (A Coruña)o la central de bombeo reversible Meirama. También reclama más posibilidades de evacuación de la energía renovable que se produce en territorio gallego. Rueda aseguró que, de los 13.122 millones de euros totales de inversión en el periodo hasta 2023, se reservan para Galicia unos 367, es decir, el 2,8%.

La manifestación contra Altri

Rueda trató de minimizar la participación en la multitudinaria protesta del domingo contra el proyecto de Altri. Aunque reiteró que respeta a los manifestantes que van “de buena fe” a las protestas, agregó que “todo parece indicar que el apoyo fue menor que en la anterior”. Y cargó también de nuevo contra lo que considera “propaganda y bombardeo interesado de ciertas fuerzas políticas”, que considera que provocó que algunas personas “pensasen que tenían que estar ahí [en la manifestación]”.

Repitió que la decisión de seguir adelante o no con el proyecto es de la empresa, tras confirmarse que no tendrá acceso a fondos de descarbonización ni contará con esa subestación eléctrica que reclamaba. Hace unos días el presidente gallego aseguraba que la tramitación del proyecto por parte de la Xunta ha pasado a ser, en este contexto, algo “incluso secundario”.

La presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, ha afirmado este miércoles que la denominada “operación reforzada” del sistema eléctrico, el refuerzo antiapagones que la compañía tiene en marcha desde el histórico cero energético del pasado 28 de abril, va a continuar hasta que no se esclarezca “la causa”de la “oscilación forzada” que, como reveló elDiario.es, provocó media hora antes de ese gravísimo incidente la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola.

Durante una conferencia en el Club Diálogos para la Democracia, y sin citar a esa planta ni a su titular, Corredor ha explicado que “mientras no se acredite, se demuestre y se ponga de manifiesto cuál fue la causa de la oscilación anómala de las 12.03”, Red Eléctrica (REE) seguirá aplicando esa operación reforzada. “Sabemos en qué planta fue, pero no sabemos la causa”. “Lo tiene que acreditar el titular de esa planta”. “Mientras no estemos seguros de que todo el mundo cumple, seguiremos aplicando la operación reforzada”, ha insistido.

elDiario.es reveló en junio que la central fotovoltaica que está en el origen del apagón es esa megaplanta de Iberdrola en Badajoz, cuya oscilación según ha explicado Corredor tuvo un efecto comparable a “una arritmia” que tuvo “repercusiones en el sistema”.

Sin citar a Iberdrola, Corredor dijo en una comparecencia en el Senado que la propietaria de esa planta había realizado “un experimento” con esa instalación un año antes del apagón. La compañía lo interpretó como un ataque a su honor, con la correspondiente amenaza de demanda contra la exministra socialista.

La presidenta de Redeia ha cifrado el coste de esa operación reforzada hasta ahora en 486 millones de euros, “unos cuatro céntimos de euro al día para los consumidores de PVPC”, la tarifa regulada, a la que la propia Corredor está acogida.

“Puede ser una cantidad astronómica para según que consumidor”, pero “ni un solo euro va a la cuenta de resultados de REE, que es independiente del precio de la electricidad”, sino que “va a la cuenta de resultados de las compañías generadoras de electricidad”. Ha defendido que este noviembre el recibo ha sido más barato que el del mismo mes de 2024. Y que los denominados vertidos, la renovable que se desperdicia, están en “apenas el 3,5%”, un porcentaje “sumamente eficiente” y por debajo de otros países europeos.

En noviembre, el mix eléctrico se cubrió en casi un 57% de fuentes renovables y en lo que llevamos de año el porcentaje ha sido del 56%, lo que sitúa a España “a la cabeza de Europa tanto por potencia instalada” (es el segundo país que más tiene) “como en generación” (tercero). “Esto evidentemente tiene una ventaja competitiva para nuestro país”, con “precios sumamente competitivos para la industria”.

La presidenta de REE ha afirmado que “la verdad es una y la verdad en la física es muy tozuda”. “Los datos eléctricos están registrados al milisegundo”, no son “nada manipulables” y “los equipos de REE cumplieron en todo momento, antes durante y después toda la normativa”.

Ha insistido en que la programación del día 28 “fue correcta y ajustada a derecho”, con “más de 40 grupos convencionales acoplados al sistema” y “dos fenómenos anómalos y peligrosos”: esa “oscilación forzada” y otra “natural” que alteraron la tensión y la frecuencia, a lo que siguieron “desconexiones masivas, intempestivas e indebidas en la red de distribución” y “un inadecuado desempeño en las obligaciones de control de tensión” de los grupos convencionales, “especialmente en la zona suroeste y centro”. Fue una concatenación de eventos “inédita en el mundo”.

Corredor ha subrayado que los informes de REE, el Gobierno o la Agencia Internacional de la Energía reflejan que “la tensión era correcta y el comportamiento de los grupos convencionales en Portugal y en España fueron distintos”, con “vaivenes bastante evidentes”. Aunque “evidentemente cada agente del sistema tiene su propio relato”.

Preguntada por el futuro de las nucleares, Corredor ha dicho que REE no tiene “ninguna opinión” sobre el futuro del mix, que forma parte de la política energética. Se ha felicitado por que la Comisión Europea haya incorporado como proyectos de interés comunitario dos nuevos proyectos transpirenaicos a través de Navarra y Aragón.

La interconexión, ha recordado, es “crítica” para España y Europa. La conexión submarina con Francia que se está construyendo a través del Golfo de Vizcaya es una obra “muy compleja” que va a elevar el porcentaje a solo el 5%. “Tampoco vamos a estar muy bien”.

Corredor ha justificado la venta de Hispasat a Indra en que “una de las prioridades de Europa es la defensa y la seguridad” y “tanto Hisdesat como Hispasat tienen experiencia, infraestructura y dispositivos muchos más adecuados a lo que ahora necesita la UE”. Corredor ha sido presentada por el exministro socialista Miguel Sebastián, consejero de Indra en representación de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), primer accionista de Redeia (20%) y de Indra (27%), que ha definido a Corredor como “una persona en la que se puede confiar”.

El histórico empresario de las renovables José María González Vélez, ex presidente de la patronal Appa, ha felicitado a Corredor por su labor y por que no haya “arrojado la toalla a pesar de los ataques”.

El presidente de Gesternova ha apuntado que “a lo mejor” el apagón “no hubiera pasado” si la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) hubiera aprobado antes el procedimiento para permitir a la fotovoltaica controlar tensión que REE pidió al regulador en 2021 y que el regulador anunció en junio, aunque no estará vigente hasta 2026.

Las energías renovables están irremediablemente obligadas a entenderse dentro del funcionamiento de la red eléctrica. Y ahí se encuentra uno de los mayores desafíos del sector, que necesita mejorar la eficiencia en cuanto a la capacidad de absorción, para ello, los expertos han coincidido en que la solución pasa por el almacenamiento en baterías y la flexibilización de la demanda. Esta fue una de las principales conclusiones que se abordaron en la cuarta mesa de la IV Jornada de Economía circular y Energías renovables de elDiario.es.

“Los llamados vertidos son una ineficiencia porque desperdician una energía cuyo coste variable es muy reducido y no es lo deseado, idealmente esos vertidos deberían ser nulos”, admitió Manuel García Hernández, director general de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, que también ha subrayado que el sistema eléctrico ibérico ha sido un referente en la integración de renovables. 

“Tenemos que trabajar por maximizar la generación renovable y minimizar los vertidos, ya sea construyendo más red o instalando almacenamiento cerca de donde se construye esa red para eliminar las congestiones de red”, defendió García Hernández. “También hay otros vertidos, de nudo único de mercado, que se dan por una demanda inferior a la oferta, para evitarlos debemos apostar por la interconexión de la península y el fomento de la demanda”, señaló. Según García Hernández “España puede ser un referente en cuanto a integrar renovables en niveles que ya hemos visto trayendo flexibilidad al mercado eléctrico”.

En la misma línea, Arancha Martínez, country manager de X-Elio, apeló al futuro prometedor de nuestro país en la generación de energía renovable. “En España ahora mismo tenemos una oportunidad única para potenciar esas empresas que quieren venir a poner ya no solo data center sino otras industrias que necesitan esa alta demanda”, valoró tras exponer el inusual fenómeno de que se den precios cero o negativos. 

Por su parte, Raquel Paule, directora general de la Fundación Renovables, profundizó en las causas del incremento reciente de vertidos, señalando la gestión cautelosa de la red tras el apagón y el bajo nivel de electrificación de la demanda. Para Paule, trasladar la generación a donde está el consumo forma parte de la solución, además del almacenamiento. También subrayó el desequilibrio entre la capacidad de generación y el consumo: “En estos últimos años hemos electrificado entre un 3 y un 4% y eso hace que la demanda de electricidad sea muy baja en relación con la capacidad de las renovables”.

El director de apoyo al desarrollo de instalaciones de Red Eléctrica, Luís Velasco, abordó el papel fundamental de la red de alta tensión y su desarrollo en la planificación energética. Velasco mencionó la incorporación de nuevas tecnologías, como los Dynamic Line Ratings (DLR) para incrementar la capacidad, y la repotenciación de líneas existentes, un proceso que a menudo se ralentiza por la normativa ambiental. “Yo creo que lo primero es ese desarrollo de las redes, que viene acompasado con la planificación. Efectivamente, estamos ahora mismo en mitad de la transición de todo lo que tenemos por desarrollar”, valoró.

El fantasma del apagón 

“Lo ocurrido el pasado 28 de abril no tuvo nada que ver con que no hubiera suficiente capacidad de almacenamiento”, quiso aclarar García Hernández. “El almacenamiento te da esa flexibilidad, te da eficiencia. Se trata de no tener que desperdiciar energía, porque al final por encima de todo lo que nos interesa es tener unos precios lo más competitivos posibles para tener”, añadió

Arancha Martínez, desde la perspectiva de los productores, expuso cómo el suceso generó inestabilidad en el sector y lo llevó a “ser todavía más conservadores en los criterios”. Este conservadurismo por “el fantasma del apagón” ha provocado un “efecto péndulo” en la gestión: “Estamos ahora mismo en un momento complicado, con curvas y con precios altos, pero en dos años vamos a ver una evolución totalmente diferente”. Martínez urgió a la industria a concentrarse en potenciar las soluciones, como las baterías y las hibridaciones, en lugar de centrarse en lo ocurrido.

Desde el Ministerio, Manuel García Hernández hizo hincapié en la buena acogida de las convocatorias de ayuda para el almacenamiento: “Muestra el gran apetito que hay por los efectos de almacenamiento, tanto híbrido como ‘stand alone’, y distintas tecnologías”. “Nosotros también, como autorizadores de muchas instalaciones, también estamos viendo un gran volumen de proyectos que, antes de obtener la autorización, cambian su propuesta inicial para añadir almacenamiento”, mencionó.

Una red conectada

En cuanto a las interconexiones, consideradas vitales para absorber los vertidos de mercado, Luís Velasco confirmó que el proyecto del Golfo de Vizcaya, crucial para alcanzar hasta 5.000 megavatios de capacidad con Francia, sigue en marcha con el objetivo de conseguirse para 2028, a pesar de las complejidades logísticas y de coordinación binacional. Además, mencionó otros proyectos en curso, como la interconexión con Portugal, prevista para finales de este año, y las “tres pirenaicas” en curso, a través de Andorra, Aragón y Navarra.

Los expertos también se refirieron a la necesidad de incrementar la inversión en redes de distribución y el papel regulatorio de la CNMC. El Ministerio está trabajando en un Real Decreto que revisa los límites de inversión, ampliando el volumen máximo que transportistas y estabilidad al sistema.

Finalmente, la conversación derivó hacia el futuro digital, destacando la doble transición ecológica y digital que vivimos y el rol del Big Data y la IA para optimizar la gestión de flujos y la predicción de la demanda. Arancha Martínez concluyó con optimismo sobre la consecución de los ambiciosos objetivos del PENIC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima), insistiendo en que la clave es potenciar el almacenamiento, que ya ha demostrado su efectividad a nivel global. “Estamos en el buen camino y con las baterías estamos ayudando totalmente a que no haya esa sobrecapacidad de la que se está hablando. Ya vemos que en Australia ha pasado, que está en California, en EEUU, en Alemania, las baterías están jugando un papel muy importante”, aseguró la country manager de X-Elio.

“En esa twin transition, ecológica y digital, ambas partes deben de ser complementarias y no obstaculizarse unas a otras, pero aquí sobre todo quiero matizar el papel del Estado como garante del interés público general”, quiso apuntar Raquel Paule, para evitar que la cantidad ingente de energía y recursos del sector digital no repercuta en la población o tensione los territorios.