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.

Endesa obtuvo un beneficio neto de 2.198 millones de euros en 2025, un 16% más que en 2024, y ha presentado un plan estratégico con un récord de inversión de 10.600 millones para el periodo 2026-2028.

Le eléctrica supera así los objetivos que se había marcado para el año y en los que apuntaba a unas ganancias de unos 2.000 millones de euros.

Los ingresos de la eléctrica el año pasado ascendieron a 21.424 millones de euros, con un aumento del 0,5% frente a los 21.307 del ejercicio 2024.

Según ha informado este martes a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el resultado bruto de explotación (ebitda) ascendió a 5.756 millones, un 9% más que un año antes, mientras que el beneficio ordinario neto fue de 2.351 millones, un 18% más.

La energética también ha presentado su plan estratégico para 2026-2028, en el que eleva un 10% el volumen inversor respecto al plan anterior y reserva 5.500 millones para reforzar la red eléctrica.

En él, Endesa ha defendido que se extienda la vida de las centrales nucleares en España, en función del cumplimiento de las hipótesis del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec), respecto de las fechas de cierre previstas “para seguir aportando firmeza, y reduciendo costes y emisiones del sistema eléctrico”.

La compañía ha explicado que, en condiciones de igualdad fiscal respecto de otras tecnologías, el coste de sustituir el perfil de dicha energía por un 'mix' de solar, baterías y centrales de gas “resultaría ser el doble que el de la nuclear”, informa la agencia EFE.

En este sentido, Endesa ha destacado que la tecnología nuclear resulta “la más competitiva y eficiente” respecto a cualquier alternativa.

Por ello, ha reiterado la necesidad de adaptar el calendario de cierre nuclear a la evolución real del Pniec, para reforzar la seguridad de suministro “ante el retraso significativo” en los objetivos de potencia eólica y almacenamiento de cara a 2030.

Tal como recuerda en la misma nota, Endesa pidió a finales del año pasado la prórroga para los dos reactores de la central extremeña de Almaraz hasta 2030. Lo hizo junto con las otras dos propietarias de la planta: Iberdrola (primer accionista con el 53 %) y Naturgy.

En 2019, las propietarias de las instalaciones (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP) y la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (Enresa) acordaron el cese de explotación ordenado de las centrales nucleares en el horizonte 2027-2035.

La decisión vino motivada principalmente por el incremento de los costes fiscales, que dejaron a las plantas al borde de la inviabilidad económica.

Si no se modifica el calendario, Almaraz I será la primera en cerrar (1 de noviembre de 2027), seguida de Almaraz II (31 de octubre de 2028). En 2030 se desmantelarán Ascó I y Cofrentes; en 2032, Ascó II, y en 2035, Vandellós II y Trillo.

Sobre este horizonte se yergue la política energética del Gobierno, que en su Pniec certificó el acuerdo e impulsó una transición energética basada en el despliegue de fuentes autóctonas, las renovables.

Las compañías eléctricas han cobrado entre 2020 y 2024 más de 2.225 millones de euros por el obsoleto servicio de control de tensión que, según los informes del Gobierno, de Red Eléctrica (REE) y los expertos europeos, no funcionó como debía en el histórico apagón del pasado 28 de abril, y que hasta ahora solo podía prestar la generación convencional (sobre todo gas y nuclear).

La cifra resulta de las estimaciones publicadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y de los datos que hizo públicos la semana pasada el propio Gobierno.

En su comparecencia en el Senado pasado el jueves en la Comisión de Investigación sobre el apagón, la primera de un miembro del Ejecutivo, el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, explicó que “el año pasado entre todos en la factura pagamos 600 millones para programar grupos” de generación eléctrica mediante las denominadas restricciones técnicas para el control dinámico de tensión. 

Según Groizard, “si la conclusión”, como han señalado hasta ahora diversos informes, es que el día del apagón las prestadoras de ese servicio “ni siquiera estaban proporcionando este sistema, desde luego que es muy preocupante para todos los españoles y eso deberá ser una de las conclusiones a la que llegue” la CNMC en el expediente que tiene abierto sobre este cero energético sin precedentes.

Durante su comparecencia en la Cámara Alta, el secretario de Estado dijo que antes del apagón “desde luego al ministerio no le llegó que hubiera un incumplimiento y mucho menos generalizado de las obligaciones de control de tensión”, que recordó “es un servicio retribuido” para las centrales de generación que lo prestan.

A esos 600 millones de 2024 que avanzó Groizard se suman los 1.625 millones que, según las cifras publicadas por la CNMC, cobraron las eléctricas por el servicio de control de tensión entre los años 2020 y 2023.

“En 2023, el sobrecoste imputado a los consumidores por este concepto ha superado la cifra de 600 millones, mientras que en 2020 fueron 306 millones, 347 millones en 2021 y 372 millones en 2022”, explicó el organismo en el informe sobre la propuesta de modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026, aprobado en enero de 2024 por el Pleno del organismo que preside Cani Fernández.

A esas cifras se sumarían las cuantías destinadas este año, cuya cuantía se desconoce. Teniendo en cuenta los 600 millones de 2024, podría situarse solo hasta abril en otros 150 millones, lo que elevaría lo cobrado desde 2020 hasta el apagón en unos 2.375 millones.

“Graves problemas”

En ese informe de 2024, la CNMC analizó, entre otras modificaciones, la incorporación a la red de nuevos equipos (cuatro reactancias) “cuyo fin último es corregir los graves problemas de control de tensión que se presentan en el sistema, atendiendo al mandato de planificación de la reducción de restricciones técnicas”.

Añadía que “el coste de las restricciones técnicas derivadas del control de tensión ha crecido de manera exponencial en los últimos años, derivado fundamentalmente del incremento del precio de la electricidad y del menor despacho de centrales térmicas en el mercado ante una mayor penetración de renovables”. 

Todo ello para remunerar un servicio basado en una normativa que, según reconoció antes del apagón la CNMC [organismo responsable de ponerla al día], hasta este año estaba “obsoleta”, porque databa del año 2000, y que además no incluía penalizaciones por posibles incumplimientos para las generadoras. 

Fue en 2020 cuando REE sacó a consulta la modificación del procedimiento de operación para el control de tensión, conocido como 7.4, que la CNMC (responsable de dar luz verde a estos procedimientos) no ha aprobado hasta después del apagón, tras haber puesto en marcha dos proyectos piloto en los últimos años, mientras en Portugal las renovables controlan tensión desde 2020.

En el país vecino, que tiene su mercado eléctrico interconectado con el español a través del Mercado Ibérico de la Electricidad (Mibel), no se produjeron incumplimientos en ese servicio, a diferencia de lo que ocurrió en España, según el informe factual sobre el apagón ibérico publicado en octubre por los expertos europeos.

En aquel informe de 2024 sobre las modificaciones puntuales de la planificación eléctrica, la CNMC consideró “conveniente”, para “asegurar que las decisiones que se toman son eficientes económicamente”, que los análisis de la implantación de esas cuatro reactancias, con un coste de 14,6 millones, “tuvieran en cuenta diferentes escenarios de sensibilidad donde se contemplara el momento previsto de la puesta en marcha de estas instalaciones y la posible evolución favorable del coste del servicio del control de tensión, actualmente en revisión”. 

El servicio de control de tensión vigente hasta este año en España se aprobó cuando las renovables eran testimoniales. Ahora cubren en torno al 56% de la demanda eléctrica.

Ya en 2019, Competencia reconocía que debía aprobar un nuevo servicio de tensión porque el vigente entonces pertenecía a normativas que “no se han tocado en 20 años”. Pero no anunció la luz verde a la nueva normativa (que introduce penalizaciones por incumplimientos y permite prestar ese servicio a las energías renovables) hasta el pasado junio, tras los informes sobre el apagón del Gobierno y REE que pidieron implementarlo ya. Sin embargo, el nuevo control de tensión con renovables no estará en funcionamiento hasta principios de 2026. 

REE aplica desde el apagón la denominada “operación reforzada”, con más presencia del gas, que ha tenido un coste hasta ahora para los usuarios de unos 486 millones, “unos cuatro céntimos de euro al día para los consumidores de PVPC”, según dijo la semana pasada la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor. El operador del sistema ha cifrado el coste de mayo a octubre un 2,34% de los costes totales del sistema eléctrico español, que en ese periodo superaron los 18.000 millones de euros.

Según la exministra, “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”. Y la operación reforzada se mantendrá, según Corredor, hasta que se sepa “la causa” de la oscilación anómala que forzó media hora antes del apagón una gran fotovoltaica en Extremadura que, como reveló elDiario.es, es propiedad de Iberdrola.

Tras las nuevas variaciones bruscas de tensión detectadas el pasado septiembre, en un contexto similar al de abril (baja demanda y alta penetración fotovoltaica), la CNMC ha aprobado una serie de medidas urgentes y temporales para estabilizar el sistema hasta que esté plenamente en funcionamiento el nuevo procedimiento 7.4.

Hasta ahora el organismo ha aprobado dos prórrogas de estas medidas, la última, la semana pasada, y hasta ahora “no se ha detectado un incremento del coste para el consumidor, ni un impacto sobre el detectado un incrementado del coste para el consumidor”, según lo trasladado por REE al regulador. El plazo máximo para aplicar estas medidas finaliza el próximo 20 de enero.

Entretanto, el Gobierno ha encargado a la CNMC informes trimestrales sobre el grado de cumplimiento del control de tensión por parte de los generadores pese a que Competencia se resistía a elaborarlos.

Las medidas “urgentes” antiapagones que ha pedido esta semana Red Eléctrica de España (REE) a la Comisión Nacional de los Mercados de la Competencia (CNMC) retratan seis años de inacción del ‘súperregulador’ para renovar la normativa de control de tensión, materia de su competencia clave en el histórico cero energético del pasado 28 de abril.

La CNMC es responsable, entre otras muchas cosas, de aprobar los procedimientos que le propone el operador del sistema eléctrico. REE pide cambios “urgentes” en cuatro de estas normativas ante “variaciones bruscas de tensión” en las dos últimas semanas y “riesgo para la seguridad del suministro”. Esas variaciones, “aun estando siempre las tensiones dentro de los márgenes establecidos, potencialmente pueden desencadenar desconexiones de demanda y/o generación que terminen desestabilizando el sistema eléctrico”, ha transmitido REE a la CNMC.

El organismo aprobó en junio el nuevo procedimiento de operación de control de tensión, conocido como 7.4, tras años analizándolo, y que permitirá que las renovables controlen tensión (ahora lo tienen muy limitado), aunque no estará implantado hasta 2026. La CNMC conoce desde hace años que los procedimientos vigentes para evitar sobretensiones en la red estaban obsoletos. La cronología de hechos es esta:

21 de noviembre de 2019: la CNMC avisa de que hay que actualizar el procedimiento 7.4, pues se trata de normativas que “no se han tocado en 20 años”. “En un contexto de incorporación masiva de generación renovable no gestionable” y para preservar la “seguridad” del sistema eléctrico, “conviene retomar la definición de los servicios de control de tensión o de potencia reactiva prestados por todos los elementos conectados, con la consecuente revisión del P. O. 7.4 (‘Servicio complementario de control de tensión de la red de transporte’)”, dijo la Sala de Regulación del organismo.

Noviembre de 2020: REE saca a consulta la actualización del 7.4. Es “imprescindible adaptar y actualizar la normativa vigente” para que el nuevo servicio de control de tensión esté en vigor “a partir de 2021”. Con la progresiva penetración de renovables, “el sistema eléctrico español peninsular ha ido evolucionando haciéndose cada año más variable”, con “severos problemas especialmente de sobretensión en periodos valle y llano”, cuando no hay puntas de demanda, como ocurrió el pasado 28 de abril o ha pasado en las últimas semanas.

Julio de 2021: REE remite a la CNMC una propuesta para revisar varios procedimientos de operación, entre los que destaca el 7.4. Pero durante la tramitación de otro procedimiento, varios sujetos del sector señalan “diversas preocupaciones sobre el modelo propuesto”. El organismo optará por presentar un proyecto piloto. 

28 de julio de 2022: la CNMC aprueba “un proyecto de demostración regulatorio de control de tensión” con características similares al 7.4 al tiempo que reconoce los “problemas continuos de control de tensión que se están registrando en el sistema español”. Ese piloto, explica, “permitirá obtener experiencia a la hora de evaluar el impacto que podría tener la implantación definitiva en todo el territorio peninsular del nuevo servicio de control de tensión, así como valorar la introducción en su caso, de posibles mejoras”.

2 de noviembre de 2023: la CNMC lanza otro proyecto piloto para controlar tensión por el lado de la demanda, para grandes consumidores. La resolución dice que REE ha pedido “medidas urgentes” ante los problemas de tensión que ya se producían mientras Competencia reconoce que “las elevadas tensiones en la red podrían provocar el desacoplamiento intempestivo de instalaciones conectadas a la misma”. “Cada vez hay más excedentes de [energía] reactiva en el sistema, lo cual está contribuyendo a un aumento generalizado de las tensiones en el sistema eléctrico, llegando en ocasiones a valores cercanos o incluso superiores a los máximos admisibles. Añade el operador del sistema [REE] que los escenarios previstos en el corto y medio plazo hacen prever que este efecto puede ir en aumento si no se toman medidas urgentes para corregirlo”.

20 de febrero de 2024: el Gobierno aprueba el anteproyecto de ley de recuperación de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) para desgajarla de la CNMC. La entonces ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, confía en que la nueva CNE esté en marcha en 2025. Explica que “hay 24 reguladores independientes de energía a nivel europeo” y la inmensa mayoría no están integrados en otros organismos, como en España. Prevé un “reforzamiento” de los medios del organismo, incluyendo una nueva división de Inspección. El proyecto de ley fue remitido al Congreso en septiembre de 2024 y lleva meses empantanado en la Cámara Baja.

Marzo de 2024: REE vuelve a pedir a la CNMC que apruebe el 7.4.

18 de noviembre de 2024: la CNMC saca a consulta el desarrollo de un servicio de control de tensión en el sistema peninsular español, normativa que reconoce “obsoleta”. “La estabilidad del sistema eléctrico se está viendo afectada por una creciente variabilidad en tiempo real, tanto proveniente de la generación como de la demanda (autoconsumo o almacenamiento), así como de los flujos en las interconexiones”, indica. “La variabilidad de la energía activa [que necesitan los equipos eléctricos] está siendo abordada con el desarrollo de la flexibilidad de las tecnologías tradicionalmente no gestionables y el intercambio de reserva entre los sistemas interconectados”. Pero “también la energía reactiva [una especie de efecto secundario] y la tensión están sufriendo problemas de variabilidad, mientras que la metodología de control de tensión basada en el seguimiento de consignas fijas, particularmente de factor de potencia, está obsoleta y resulta insuficiente para garantizar la seguridad del sistema”.

28 de abril de 2025: apagón histórico en la Península Ibérica. Ese día, el Pleno de la CNMC preveía aprobar la oferta pública de adquisición (opa) de BBVA sobre Banco Sabadell. La reunión se aplaza.

19 de junio de 2025: Competencia anuncia que ha dado luz verde al 7.4 tras publicarse los informes sobre el apagón del Gobierno y REE, que urgen a aprobarlo y revelan incumplimientos en el control de tensión por parte de las centrales de generación convencional y desconexión “indebida” de instalaciones. El nuevo sistema no estará en funcionamiento hasta principios de 2026, advierte REE.

9 de septiembre de 2025: el Pleno de la CNMC se resiste a asumir algunas obligaciones que encomendó en julio el Ministerio para la Transición Ecológica tras tumbar el Congreso el decreto antiapagones. Entre ellas, elaborar un informe trimestral sobre las obligaciones de control de tensión o un plan de inspección extraordinario, ante el que Competencia muestra reservas por una cuestión de “recursos”.

7 de octubre de 2025: REE pide a la CNMC cambiar urgentemente cuatro procedimientos de operación tras semanas de sobretensiones en el sistema.

El operador del sistema pidió este jueves “tranquilidad” porque no ha hablado “de riesgo de apagón ni inminente ni generalizado” y estas variaciones de tensión “deben evitarse” pero no han supuesto riesgo de suministro al estar en los límites admisibles. “Hemos actuado como siempre, proponiendo en los últimos días las medidas que consideramos necesarias para reforzar la robustez del sistema”. El objetivo “es reducir estas dinámicas que han empezado a aparecer por la evolución que el sistema está experimentando”.

La CNMC tiene pendiente elaborar un informe sobre el apagón que se sumará a los del Gobierno, REE y los expertos europeos, y será clave para las multimillonarias indemnizaciones en juego por un colapso del que se culpan mutuamente las eléctricas y REE. 

El organismo, con unos 550 efectivos, echó a andar el 7 de octubre de 2013, cuando absorbió una plantilla de unos 300 empleados de la CNE, entre funcionarios y laborales. Tras bajas y jubilaciones, hoy se dedican a la energía unos 250, según fuentes internas. Presidido desde junio de 2020 por Cani Fernández, gran experta en competencia, el súperregulador es fruto de un modelo casi único en el mundo. Lo más parecido es la ACM holandesa, creada en 2012, con unos 500 efectivos. La alemana Bundesnetzagentur tiene unos 2.800 y no supervisa la competencia. 

La CNMC fue creada por el Gobierno de Mariano Rajoy con la excusa de un discutible “ahorro de costes” al fusionar la antigua autoridad de la Competencia (CNC) y los antiguos reguladores de energía o telecomunicaciones (CMT). Se lanzó en línea con las recomendaciones de un informe de la consultora PwC que encargó Telefónica, donde trabajaba el marido de la entonces vicepresidenta, Soraya Sáenz de Santamaría, gran impulsora del denominado ‘súperregulador’. 

La entidad supervisa la competencia y los sectores de energía, 'telecos', aeroportuario, ferroviario, postal, audiovisual, servicios digitales… Solo en la última semana ha anunciado expedientes sancionadores al Consejo General de Dentistas, una investigación de posibles prácticas anticompetitivas de empresas de bus escolar en Castilla La-Mancha, la prohibición de una operación corporativa en el mercado de fármacos para detectar el cáncer, los últimos datos de liquidaciones del sector eléctrico y del sector de las telecomunicaciones, y esta modificación urgente de procedimientos que le pide REE. 

Este jueves, el nuevo vicesecretario de Economía del PP, Alberto Nadal, lamentó que “de nuevo la inestabilidad del sistema eléctrico está asomando como una amenaza para todos sin que la presidenta de la CNMC, la presidenta de Red Eléctrica ni la vicepresidenta tercera del gobierno y ministra de Transición Ecológica [cuyas comparecencias pidió] hayan dado ninguna explicación ni hayan encontrado ninguna solución”. Nadal era secretario de Estado de Energía cuando se eliminó la CNE para crear la CNMC. Formaba parte del clan de los ‘Sorayos’, como se conocía a los más cercanos a la entonces todopoderosa vicepresidenta.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) se resiste a elaborar los informes trimestrales que quiere pedirle el Gobierno sobre el nivel de cumplimiento de las obligaciones de control de tensión por parte de las eléctricas. El organismo también alude a una cuestión de “recursos” para oponerse a un plan de inspecciones extraordinario que le ha encargado el Ejecutivo por considerar que ya está contemplado en otra normativa en elaboración.

Los fallos en ese control de tensión que debían prestar las centrales de generación tradicionales (como el gas y las nucleares) son uno de los aspectos que estuvieron presentes en la cadena de acontecimientos que derivaron en el histórico apagón del pasado 28 de abril, según los sucesivos informes del propio Gobierno, Red Eléctrica (REE) y los expertos europeos. 

El cero ibérico evidenció “que hay que estar más encima” del sector, dijo en junio el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, tras aprobar el Ejecutivo el conocido como decreto antiapagones que luego tumbó el Congreso en julio con los votos del PP, Vox, Podemos y Junts.

Tras decaer ese Real Decreto-Ley por esa derrota parlamentaria, el Ministerio para la Transición Ecológica incluyó a finales de julio algunas de las medidas en un Real Decreto, que tramitó por vía urgente y puede aprobar sin necesidad de aval parlamentario. El texto, entre otras cosas, requiere a la CNMC que elabore un informe trimestral de seguimiento de las obligaciones de control de tensión por parte de todos los sujetos del sector en un plazo de tres meses desde la entrada en vigor del decreto.

Se trata de la primera medida que anunció el Ejecutivo “para reforzar la gestión técnica” del sistema: “Evaluar las obligaciones de control de tensión de los sujetos obligados a prestar el servicio y elaborar el informe correspondiente, que actualizará cada tres meses” y “será público”, según el borrador del texto que estuvo a consulta pública hasta el pasado 11 de agosto.

Sin embargo, la CNMC, que como responsable de supervisar al sector está elaborando su propio informe sobre el apagón, del que se dirimirán las eventuales responsabilidades de cara a las millonarias indemnizaciones que hay en juego, cree que esos informes trimestrales son innecesarios.

El pleno del organismo “considera que la elaboración de un informe trimestral periódico no aportará valor adicional, bajo el nuevo marco regulatorio actual del servicio de control de tensión”. La CNMC aprobó ese servicio en junio, tras años analizándolo, después de reconocer hace tiempo que la normativa vigente entonces estaba “obsoleta” y tras advertir ya en julio de 2022 “problemas continuos de control de tensión” en la red eléctrica peninsular que afrontó con dos proyectos piloto.

Ese nuevo servicio de control de tensión está recogido en un procedimiento de operación de REE (conocido como 7.4) que la CNMC aprobó el 12 de junio, y que permitirá controlar tensión a las energías renovables, aunque no estará operativo hasta el año que viene.

Competencia subraya que ese procedimiento “dispone de incentivos económicos para el cumplimiento de las obligaciones de control de tensión” y por eso considera que esos informes periódicos que le reclama Transición Ecológica no aportan “valor”. 

“Sin perjuicio de lo anterior, compartiendo la importancia de que la implementación y prestación del servicio de control de tensión se realice adecuadamente”, la CNMC subraya que está trabajando junto con el Operador del Sistema (Red Eléctrica) “para realizar un seguimiento del funcionamiento del servicio de control de tensión actual, así como de la adecuación de los sistemas y de las instalaciones al nuevo servicio. Para ello, se ha solicitado al Operador del Sistema que, de forma continua, informe del resultado del seguimiento que esté realizando y de las actuaciones a abordar para facilitar la implantación del nuevo servicio”. 

El informe de la CNMC añade que la revisión del procedimiento de operación 7.4, que aprobó cinco días antes de que el informe del Gobierno sobre el apagón urgiera a ponerlo en marcha, “incorpora la aplicación automática de penalizaciones económicas en caso de incumplimiento de las obligaciones, tanto por parte de la generación convencional conectada a la red de transporte como para las líneas de conexión”. Estas penalizaciones “se suman o sustituyen a las ya previstas”. 

Inspecciones extraordinarias

El decreto que sustituye al decreto antiapagones que tumbó el Congreso también prevé que Competencia realice un plan de inspección extraordinario sobre las capacidades de reposición de las instalaciones de generación, cuyos resultados también serán públicos y “que además habría de repetirse cada tres años”, destaca la CNMC. El Pleno del denominado ‘superregulador’ también tiene dudas al respecto.

Recuerda que ya está tramitando otro procedimiento de operación (el 7.6, sobre arranque autónomo de centrales) “en el que se recoge ya la obligación del Operador del Sistema de realizar pruebas de capacidad periódicas cada tres años e incluye un esquema de penalizaciones”. Esto, explica, permitirá supervisar “de forma fehaciente” y “con la oportuna participación” de REE, esta capacidad de los generadores, por lo que no sería necesario ese plan extraordinario. 

“Sin perjuicio de que el marco de penalizaciones pueda requerir ser ajustado en el futuro para mejorar o ampliar su efectividad, no resulta justificado prever de antemano una supervisión o una inspección por ejemplo del control de tensión o de la reposición más estricta que para otros ámbitos, como el cumplimiento de los servicios de balance o de las limitaciones de seguridad, que impidan una óptima asignación de los recursos de la CNMC”, dice el informe del Pleno.

La CNMC cuenta con una plantilla de unos 560 efectivos para supervisar el buen funcionamiento de la competencia y los sectores de Telecomunicaciones, Audiovisual, Energía, Transportes o Postal, en virtud del modelo (único en Europa) que el PP decidió implantar en 2013. El actual Gobierno ha intentado revertir ese modelo mediante la recuperación de la extinta Comisión Nacional de la Energía (CNE), mediante un proyecto de ley que lleva más de un año en el Congreso y no tiene visos de aprobarse.

El primer informe de la asociación de transportistas de electricidad ENTSO-E sobre el apagón ibérico, presentado el pasado viernes, reveló fallos de las compañías eléctricas en el control de tensión en España desde al menos las 9 de la mañana de aquella jornada, es decir, tres horas y media antes del incidente. Los incumplimientos en el control de tensión que deben prestar las generadoras ya fueron desvelados por los informes que presentaron en junio el Gobierno y REE. La novedad del de los expertos europeos estriba en ese amplio lapso temporal.

El informe de ENTSO-E recuerda que la regulación vigente del control de tensión en España es una normativa “de marzo de 2000”, cuando las renovables eran testimoniales. El documento indica que “el Panel de Expertos analizará más a fondo estos datos y examinará el comportamiento de la potencia reactiva observado en el pasado, así como las medidas adoptadas a raíz de estas observaciones”.

Hasta ahora, el único mecanismo efectivo para el control de tensión han sido las conocidas como “restricciones técnicas”. El retraso de la CNMC en aprobar el procedimiento 7.4 ha garantizado pagos multimillonarios a las eléctricas. El coste de las restricciones técnicas, que cobran sobre todo centrales de gas, batió solo hasta agosto un récord de 2.500 millones, pulverizando el anterior récord del conjunto de 2024. Hasta octubre, el coste de mecanismo, en el que está incluida la denominada “operación reforzada” tras el apagón, ya se acerca a los 3.000 millones.

Los expertos europeos de la asociación de transportistas de electricidad ENTSO-E que, conforme a la normativa comunitaria, han presentado este viernes su “informe factual” sobre el histórico apagón del pasado 28 de abril, no han señalado por ahora responsables del incidente y han presentado una secuencia de hechos similar a la del informe que elaboró en su momento el Gobierno español, y que apuntó que fue un evento “multifactorial”.

El informe de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad, de la que forma parte Red Eléctrica (REE), a la que las eléctricas culpan del apagón, se da un plazo de unos “cuatro meses” desde la publicación de este “informe factual” para publicar un “informe final” en el primer trimestre de 2026. Porque todavía falta información.

El informe apunta que, 158 días después del gravísimo incidente que dejó a oscuras toda la Península Ibérica, “todavía faltan algunos datos, particularmente relacionados con algunas de las pérdidas de generación que ocurrieron antes el apagón”.

“Aunque Red Eléctrica (el TSO español) obtuvo el consentimiento de 33 empresas de generación y DSO (en referencia a las empresas distribuidoras, fundamentalmente Iberdrola, Endesa y Naturgy) para compartir datos relevantes, otras ocho no dieron su consentimiento”.

Durante la presentación del informe, los responsables de ENTSO-E han indicado que han encontrado “significativas dificultades” para obtener la información de varias compañías generadoras en España, en expresión de Kaschnitz. Hay que recordar que en junio el Gobierno mandó cartas al sector expresando su “preocupación” por la “ralentización” en el envío de los datos para la elaboración del informe que entonces estaba elaborando una comisión interministerial.

Ese informe final de ENTSO-E incluirá un “análisis detallado” de las “causas raíz”, del “control de tensión” realizado en la red durante ese día por los generadores, “el comportamiento de diferentes actores durante el incidente” y algunos comentarios “adicionales”. 

Entre ellos, sobre las causas de la “oscilación local” que, como reveló elDiario.es, está en el origen del apagón y provocó la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola, a las 12.03 de esa mañana (a la que el informe no cita). Esa oscilación fue un fenómeno “inusual”, como ha señalado el experto austriaco que ha coliderado el panel, Klaus Kaschnitz.

Los expertos van a seguir analizando esa oscilación “para aclarar si algún mal funcionamiento local podría generar un fenómeno oscilatorio forzado”, aunque “por el momento, ningún generador ha reportado fallas significativas en la regulación de la potencia reactiva, por lo que se realizarán investigaciones adicionales en la próxima fase de análisis para confirmar la hipótesis de la oscilación forzada”.

El informe apunta que el apagón, un evento único en el mundo, se debió a una “cascada de sobretensión” iniciada en el sur de España que en minutos se expandió por toda la península. “El problema aquí no es que hubiera renovables sino que necesitamos generación que tenga control de tensión. La buena noticia es que se puede hacer del mismo modo que en la generación clásica”, explicó el presidente de Entso-E, Damián Cortinas, preguntado por la responsabilidad de las fuentes de generación verde.

El informe de ENTSO-E explica que la mañana del 28 de abril de 2025 se caracterizó por “una creciente generación de renovables”, lo que provocó “una disminución de los precios en el mercado diario y un aumento de las exportaciones de España” hasta un total de cinco gigavatios. Desde las 9:00 de la mañana, la variabilidad de la tensión en España comenzó a aumentar hasta poco después de las 10:30 , “cuando la tensión en una parte de la red de transmisión de 400 kV se acercó brevemente, pero sin superar, los 435 kV”, dentro de los valores admitidos.

El experto austriaco que ha coordinado el informe ha explicado que el 28 de abril era un “típico día de primavera”, con alta penetración de fotovoltaica, y a partir de las 10.30 horas empezaron variaciones “significativas” de la tensión en España pero dentro de los valores admitidos. También que la víspera del apagón, una unidad de generación que debía prestar control de tensión se declara indisponible y REE decide sustituirla por otra pero finalmente opta por no utilizarla.

El informe confirma que no hubo “oscilaciones significativas” en la red hasta las 12:03, cuando empieza esa primera oscilación que los informes del Gobierno y REE atribuyeron (sin citarla expresamente) a la megaplanta Núñez de Balboa.

Se trata de una primera oscilación que tuvo “carácter local” precedida de una segunda más amplia, de tipo interárea, correspondiente a la zona Este-Centro-Oeste del sistema eléctrico europeo. Las medidas adoptadas por los operadores del sistema de España, Portugal y Francia (incluyendo un descenso del flujo de energía entre España y Francia) mitigaron esas oscilaciones, pero llevaron a un aumento de la tensión en el sistema ibérico, aunque todavía “dentro de los valores operacionales”. 

Posteriormente, y una vez empezaron a desconectarse instalaciones, “dado que algunas unidades de generación consumían potencia reactiva”, lo contrario de lo que supuestamente debían hacer, “con el efecto de reducir la tensión, las desconexiones de estas unidades sin una compensación adecuada de la pérdida de potencia reactiva por otros recursos del sistema con capacidad para inyectar/absorber potencia reactiva supusieron un aumento de las tensiones en el sistema, no solo en España, sino también en Portugal”.

A partir de las 12.32, en un lapso de 57 segundos, se desconectan 208 MW eólicos y solares en el norte y sur de España, que corresponden a la red de distribución. y se observa un aumento de la carga neta de las redes de distribución de unos 317 MW, que “podría” deberse a la desconexión de pequeñas instalaciones de autoconsumo, aunque “se desconocen” las razones. La tensión empieza a aumentar “realmente rápido”, ha explicado el experto austriaco. 

A partir de las 12.32.57 horas llegan grandes desconexiones de potencia en Granada, Badajoz, Sevilla, Huelva y Cáceres. Se pierden “al menos” 2 gigavatios, milisegundos después del disparo de las protecciones de un transformador en Granada que conecta varias instalaciones de generación allí y estaba inyectando en ese momento 355 MW. 

Motivos que “se desconocen”

A continuación se pierden otros 725 MW de fotovoltaica y termosolar en Badajoz; y desconexiones de eólica y solar en Segovia, Huelva, Badajoz, Sevilla y Cáceres por otros 1.200 MW. “Algunas de estas desconexiones se produjeron debido a la protección contra sobretensión”, pero los motivos en “la mayoría de ellas se desconocen”, dice el documento.

Entre las 12:33:18 y las 12:33:21, el voltaje de la zona sur de España aumentó bruscamente y, en consecuencia, también en Portugal. La sobretensión provocó una cascada de pérdidas de generación que causó una disminución de la frecuencia del sistema eléctrico español y portugués. A las 12:33:19, los sistemas eléctricos de España y Portugal comenzaron a perder sincronismo con el resto del sistema europeo, saltan las interconexiones con Marruecos y Francia y se produce el cero absoluto.

A este informe se sumará el que está elaborando el regulador español, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que también ha participado en este panel de expertos.

Como ha explicado el presidente de ENTSO-E, este “informe factual” no pretende cargar “ninguna responsabilidad” sobre ningún agente del sector, sino trazar una “secuencia” de los hechos.

Preguntado por el papel de las energías renovables en el apagón, Cortinas ha señalado que “la cuestión no es si hay renovables o no”, sino cómo se realizó ese día el control de tensión en la red, que ha citado como uno de los asuntos clave que explicaría el histórico apagón. Según el informe que elaboró REE, hubo “incumplimientos” de las generadoras en ese control de tensión. Pero el Gobierno también apuntó a una “insuficiente” programación de REE en la víspera en la selección de centrales que debían controlar tensión (y cobrar por ello).

El informe ha sido elaborado por un panel de expertos de 45 miembros, el mayor que se ha formado hasta ahora, tanto de los operadores del sistema (17) como de los reguladores nacionales de toda Europa, y lo han liderado dos expertos de Austria y Hungría. Tras cinco meses de “intenso trabajo”, será la base de las recomendaciones que se llevarán a cabo próximamente.

Tras la publicación de este documento, REE ha asegurado en una nota que el informe confirma la secuencia de hechos que recogía en su análisis del 18 junio del apagón del sistema eléctrico peninsular. Destaca que el informe, “que se centra en una relación de hechos probados”, acredita que a partir de las 12.03 horas se registraron dos oscilaciones fuertes en el sistema, la primera de carácter local y la segunda típica de alcance europeo, denominada interárea, y que los TSO español y francés “resolvieron exitosamente estas situaciones mediante la aplicación de medidas de mitigación que se encuentran protocolizadas”. Y que las primeras desconexiones de generación se dieron en la red de distribución.

Los nudos de la red de distribución eléctrica son los puntos en los que se conectan cables, transformadores y clientes. Según los mapas de capacidad publicados este martes por UFD (Naturgy) y la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec), el 83,4% están saturados. En la práctica, esto impide conectar nueva demanda eléctrica, lo que, a juicio de las grandes eléctricas, supone desaprovechar “el potencial de energías renovables” y una limitación “del crecimiento económico y la competitividad que la electrificación puede aportar en España”.

Los mapas, publicados este martes, recogen, conforme a las indicaciones de la Comisión Nacional de Mercados y la Competencia (CNMC) y bajo un formato estándar, información de cada nudo de la red con tensión superior a 1 kilovatio (kV): identificación técnica y geográfica, capacidad disponible, ocupada o en trámite, así como nudos sin capacidad actual, pero con posibilidad de refuerzo.

El 84% de saturación, indican las eléctricas, refleja el incremento de solicitudes de acceso y conexión de demanda derivado del desarrollo y aparición de nuevos agentes, junto con la regulación de la red de distribución, “que ha seguido en los últimos años un ritmo inversor y unos criterios distintos a los que exigía al crecimiento de la demanda, mucho más intenso y concentrada en determinados puntos”.

Por ello, ven “imprescindible” reforzar y digitalizar la red de distribución, incrementando su capacidad para integrar nueva demanda eléctrica. La solución pasaría, según el criterio de las eléctricas, por un esquema regulatorio y un modelo retributivo “coherente y estable”, que asegure la recuperación de las inversiones, y una retribución financiera adecuada que permita el pago de los capitales (recursos propios y ajenos) y atraiga la inversión necesaria, incentivando las inversiones que sirvan para incrementar la capacidad. Sin embargo, estiman que “las propuestas regulatorias que la CNMC presentó a finales de julio no van, precisamente, en esta dirección”.

Según fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica, en el último lustro se ha otorgado el acceso a la red de peticiones suficientes para doblar la demanda nacional y se han “aprobado medidas para asegurar que el uso de las redes sea firme y evitar la especulación”. De acuerdo a los datos del departamento que dirige la vicepresidenta tercera Sara Aagesen, desde 2020 se han otorgado 43 GW de capacidad para nuevas demandas de energías, “equivalentes a otra España entera”. La mayoría (12 GW) han sido para centros de procesamiento de datos, pero también para proyectos industriales (11,3), planeamientos urbanísticos (6), hidrógeno (3) e infraestructuras de recarga de vehículo eléctrico (2,3 GW).

El Consejo de Ministros va a aprobar este martes 750 millones de euros en inversiones urgentes que se incorporan a la actual planificación de las redes de transporte de energía eléctrica “para aumentar la resiliencia de la red” y facilitar el despliegue de renovables tras el histórico apagón del pasado 28 de abril.

Se trata de la segunda modificación puntual de la vigente planificación de las redes (2021-2026), que data de marzo de 2022, tras la que se aprobó en abril de 2024. El listado de 65 actuaciones urgentes (instalación de compensadores síncronos, reactancias, dotación de relés…) suma un importe global de 749,8 millones, según el borrador del acuerdo al que ha tenido acceso elDiario.es.

El texto del acuerdo, firmado por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, indica que las principales necesidades que buscan cubrirse con este acuerdo son, por este orden, el “incremento de la seguridad del suministro mediante el refuerzo de la red de transporte”, el desarrollo de conexiones con los sistemas no peninsulares y entre islas, el desarrollo de interconexiones internacionales, la “mejora de la integración de la red, en particular de la energías renovables”, la alimentación de nuevos ejes de la red de AVE; y el “apoyo a la red de distribución y a la nueva demanda de grandes consumidores, principalmente industriales”.

Según Transición Ecológica, este conjunto de actuaciones, “destinadas a incorporar herramientas adicionales a las redes que faciliten el control de tensión, la estabilidad ante oscilaciones y en general, el refuerzo del sistema eléctrico, tanto en la península como en los territorios no peninsularesCanarias y Baleares”, “facilitará la progresiva integración de renovables y el almacenamiento” para cumplir con los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que contempla un 81% de electricidad renovable para 2030, “y rebajar la factura de los consumidores”. También se incluyen nuevas posiciones para permitir la conexión de generación de emergencia en Canarias.

El acuerdo se dicta, entre otras disposiciones, al amparo del Real Decreto-Ley aprobado el pasado 24 de junio, tras el informe de la comisión de expertos del Gobierno sobre el apagón. El dictamen detectó fallos en la planificación de la potencia de reserva por parte del operador del sistema, Red Eléctrica, el disparo indebido de instalaciones de generación renovable y un mal funcionamiento de la generación convencional que debía controlar tensión ante las oscilaciones anómalas que, como adelantó elDiario.es, tuvieron su origen en la megaplanta Núñez de Balboa de Iberdrola en Extremadura.

Ese decreto, que está pendiente de convalidación en el Congreso de los Diputados en un momento de gran debilidad parlamentaria del Gobierno tras el escándalo de corrupción del anterior secretario de Organización del PSOE, Santos Cerdán, prevé en su artículo 6 “que el Consejo de Ministros aprobará un listado de actuaciones específicas para el control de tensión, la estabilidad ante oscilaciones y el refuerzo de la resiliencia del sistema eléctrico, que se incorporan en el Plan de Desarrollo de la Red”, indica el acuerdo que se va a aprobar este martes.

Las actuaciones incluyen la instalación de compensadores síncronos por primera vez en la Península, así como la incorporación de nuevas unidades en las islas. Estos dispositivos proporcionan control dinámico de la tensión desde la red de transporte y, dado el carácter más local del control de tensión, se distribuyen geográficamente de forma que permitan reforzar este control en las distintas zonas del sistema, complementando a los equipos y sistemas con los que ya cuenta el sistema para esa función.

Así, ocho de esos compensadores síncronos se localizan distribuidas en distintas zonas de la península, otros dos en los sistemas eléctricos canarios (La Palma y Lanzarote, complementando los ya previstos en Gran Canaria y Tenerife), mientras que el ya previsto en Mallorca se adelanta con esta modificación.

Además, estos compensadores aportan inercia al sistema y permiten incrementar la capacidad disponible en la red para nueva generación renovable, en particular en los sistemas no peninsulares.

Cerca del 40% de la inversión aprobada (casi 290 millones) se concentra en Andalucía y Extremadura, las dos comunidades autónomas en las que se inició ese histórico cero peninsular, ambas con fuerte penetración renovable. También se destinan 97,2 millones a ambos archipiélagos.

Por regiones, a Andalucía se destinan 147,3 millones y a Extremadura, 142,2 millones. Destacan también Castilla-La Mancha (73,6 millones), Asturias (72,7 millones), Comunitat Valenciana (71,3 millones), Galicia (71,1 millones), Canarias (58,4), Catalunya (48,7 millones) y Baleares (38,8 millones). A Aragón, Comunidad de Madrid y Castilla y León se destinan otros 19,6 millones.

Como explica Transición Ecológica, se trata de una modificación excepcional al amparo del Real Decreto-ley 7/2025, de 24 de junio. Es la primera vez que se aprueban modificaciones puntuales que se centran exclusivamente en reforzar la operación y control de la red. El Ejecutivo tiene pendiente sacar a consulta la próxima Planificación 2025-2030.

En la modificación se incluyen también un Sistema de Transmisión de Corriente Alterna Flexible (FACTS, por sus siglas en inglés) que contribuye a amortiguar oscilaciones en el sistema, así como la renovación e instalación de nuevas reactancias que permiten mejorar el control de tensión de forma distribuida por todo el sistema.

“Dado el carácter urgente” de las actuaciones aprobadas, el listado de inversiones no se ha sometido a audiencia de las Comunidades Autónomas ni al informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Aunque las actuaciones se van a acometer “en su mayor parte” sobre suelo ya transformado por subestaciones ya existentes, se flexibilizan algunos requisitos ambientales.

Con este listado de actuaciones urgentes Transición Ecológica busca también reducir la necesidad de que Red Eléctrica aplique restricciones técnicas a la hora de gestionar el sistema eléctrico, con un ahorro estimado de unos 200 millones de euros anuales. Es el modo de operación reforzada en el que está funcionando el sistema desde el apagón, tirando más del gas.

Fuentes del ministerio explican que las actuaciones aprobadas reducen la necesidad de conectar centrales de generación que no hayan resultado casadas en el mercado en el mecanismo denominado restricciones técnicas. Este mecanismo supone el arranque de centrales a su “mínimo técnico” en momentos en que no es necesaria su energía sino otro elemento como puede ser el control de tensión. Esto desplaza otras fuentes de generación más baratas que sí hubieran casado en el mercado, además de un sobrecoste para los consumidores.

“Estos nuevos equipos, al aportar capacidades de control de tensión directamente desde la red, reducirán la necesidad de este tipo de mecanismos, generando un ahorro económico, así como facilitando la integración de generación renovable al no tener que programar la energía procedente de estas centrales operando al mínimo técnico”, explica el ministerio.

Con esta nueva modificación puntual de la planificación, que se suma a las 73 actuaciones aprobadas en abril de 2024 (con una inversión entonces de 489 millones), la inversión total de la planificación hasta 2026 se incrementa hasta los 8.203 millones.

Estas inversiones urgentes llegan tras el decreto del Gobierno con las lecciones aprendidas tras el apagón y la aprobación, por parte de la CNMC, del nuevo servicio de control de tensión, que el denominado 'súperregulador' llevaba analizando desde 2021 para actualizar una norma obsoleta que tiene 25 años, cuando las renovables eran testimoniales en el mix eléctrico español. Competencia anunció la puesta al día de ese servicio después de que el Gobierno y Red Eléctrica publicaran sus informes sobre el apagón, que recomendaban ponerlo en marcha de forma inmediata. La CNMC también publicará su propio informe sobre el cero energético, sin perjuicio de las sanciones que en su caso correspondan.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) está preparando su propio informe sobre el apagón del 28 de abril y avisa de multas de hasta 60 millones a las eléctricas si detecta infracciones graves o muy graves.

La presidenta de la CNMC, Cani Fernández, ha asegurado este martes, en los cursos de verano de la Asociación de Periodistas de Información Económica (APIE), en la Universidad Internacional Menéndez Pelayo (UIMP) de Santander, que su investigación pretende ir más allá del “qué paso” de los informes de la comisión de análisis y de Red Eléctrica, y enfocarse en el “por qué”.

Tras la preparación de este informe, o incluso durante, Cani Fernández ha advertido de que se abrirán “expedientes sancionadores” con multas económicas si quedan probadas “infracciones” de las empresas implicadas en el apagón.

Además, la presidenta de la CNMC ha señalado que se podrán ejecutar “sanciones accesorias, que van desde la inhabilitación temporal hasta la pérdida de autorizaciones administrativas o, incluso, si procede, la obligación de constituir o indemnizar al sistema eléctrico por los perjuicios surgidos”. Por otra parte, Cani Fernández ha aclarado que las reclamaciones por daños serán responsabilidad de los tribunales, y no del organismo que ella preside.

“Nuestro gente esta trabajando con ahínco en diferentes líneas de investigación”, ha explicado. “Primero, hay que analizar el cumplimiento de las obligaciones de control de tensión de la generación convencional; y también si la generación renovable cumplieron con sus obligaciones. También tenemos que analizar si había suficiente generación que aportase control de tensión. Tercero, si las desconexiones de la generación se produjeron de forma correcta. Cuarto, tenemos que ver es si el comportamiento de la red de distribución agravó los problemas”, ha detallado.

“No puedo ofreceros más información porque la investigación se está llevando a cabo”, ha proseguido. “Una vez examinados todos los hechos, elaboraremos un informe con las conclusiones, recomendaciones y propuestas que consideramos oportunas y que dado que también somos los supervisores de los sectores de telecomunicaciones y ferroviario, se los haremos extensible”, ha comentado.

Sobre si se puede evitar un nuevo apagón, Cani Fernández ha incidido en que “tanto el informe del comité de análisis del incidente como el de Red Eléctrica afirman que el sistema disponía y dispone de recursos suficientes para el sistema de control de tensión. Es decir, que el sistema tiene los mecanismos para evitarlo”.

La opacidad de estos informes sobre el apagón, censurados a petición de las empresas eléctricas, impide saber por ahora qué centrales fallaron el pasado 28 de abril. Entre ellas hay instalaciones solares, de gas y nuclear, que con mayor o menor protagonismo estuvieron inmersas en una cadena de errores que contribuyó al histórico cero peninsular sin precedentes: un fenómeno que fue “multicausal”, según las conclusiones del comité de expertos del Ejecutivo, lo que supone un reparto de culpas entre REE (cuyo mayor accionista es el Estado, con un 20%) y las compañías eléctricas.

Este lunes, la patronal aelec, que aglutina entre otras empresas a Iberdrola y Endesa, presentó otro documento sobre qué sucedió durante el apagón y, en él, critica sobre todo la actuación de Red Eléctrica. “No la demoniza”, asegura, pero le “achaca una mala planificación” de las energías convencionales, las de ciclo combinado, hidroeléctrica y nuclear, por ejemplo.

“El 28 de abril pudo haberse evitado con los recursos adecuados, con planificación en tiempo real, con térmica e hidroeléctrica, como se ha demostrado en los días posteriores”, ha resumido aelec.

La opacidad de los informes sobre el apagón presentados esta semana por el Gobierno y el operador del sistema, Red Eléctrica (REE), y censurados a petición de las empresas eléctricas, impide saber por ahora qué centrales fallaron el pasado 28 de abril.

Entre ellas hay instalaciones solares, de gas y nuclear, que con mayor o menor protagonismo estuvieron inmersas en una cadena de errores que contribuyó al histórico cero peninsular sin precedentes: un fenómeno que fue “multicausal”, según las conclusiones del comité de expertos del Ejecutivo, lo que supone un reparto de culpas entre REE (cuyo mayor accionista es el Estado, con un 20%) y las compañías eléctricas.

Como avanzó en exclusiva elDiario.es, el parque fotovoltaico en Badajoz que sufrió la “oscilación forzada” que está en el origen del apagón es la megaplanta Núñez de Balboa, propiedad de Iberdrola. Esta instalación es, además, y según ha podido saber este medio por fuentes conocedoras de la versión no confidencial del informe del Gobierno, una de las fotovoltaicas que, cuando comenzaron las pérdidas de generación conforme iba subiendo la tensión en la red, se desconectaron de forma “indebida”, según la expresión que utilizó el pasado martes tras el Consejo de Ministros la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, que este martes compareció ante la Comisión de Secretos Oficiales del Congreso de los Diputados.

A Núñez de Balboa, que tiene una potencia de 500 megavatios (MW) se suma otra planta muy emblemática de la primera eléctrica española, la Francisco Pizarro, en Cáceres, que en 2022 desbancó a esa central pacense como la mayor de Europa con sus 590 MW de potencia. La Francisco Pizarro también se desconectó de modo “inadecuado”, por utilizar la expresión del informe de REE, y de acuerdo con las fuentes consultadas. elDiario.es contactó con Iberdrola, sin obtener respuesta.

Antes de la caída de estas centrales, hubo un fenómeno clave que no está relacionado con la fotovoltaica, sino con la generación térmica. Tras esas oscilaciones en Núñez de Balboa, durante las cuales, según el informe del Gobierno, “se reportan algunas llamadas por parte de agentes al Operador del Sistema” y “se detecta una caída brusca del amortiguamiento del sistema”, que “se hace más vulnerable”, el operador del sistema adopta una serie de medidas urgentes para tratar de corregirlas, como un cambio en la operación de la interconexión con Francia. Y la situación se agrava porque las plantas de generación convencional que cobran en el mercado de reserva (conocido como restricciones técnicas) por controlar la tensión no se comportan de la forma esperada, y por la que reciben una retribución.

Como señala el informe del Gobierno, “varios de los grupos térmicos acoplados no respondían como era de esperar en ese contexto”. “O bien absorbían menos energía reactiva de lo esperado por el operador del sistema, no aportando el suficiente control de tensión”, o hacían justo lo contrario de lo que se esperaba de ellas: “Generaban energía reactiva en lugar de absorberla (contribuyendo a empeorar la sobretensión)”, que es lo que ocurrió con una central de gas en Andalucía.

Se desconoce qué planta es ni cuáles eran las centrales que debían prestar ese servicio. Sí se sabe que, la víspera del apagón, REE había reservado diez grupos térmicos (tres nucleares y siete ciclos combinados de gas), el mínimo del año, para controlar la tensión. Pero uno de ellos, de nuevo “en la zona sur”, según recoge el informe del Gobierno, declaró su “indisponibilidad” por una avería a las 19.47 horas del domingo. Pese a ello, el operador del sistema decidió no sustituirlo para las horas en las que se produciría el cero nacional, por entender que habría reserva suficiente. Pero no fue así.

Pérdidas de generación

Tras los fallos en el control de tensión de esos grupos convencionales (en manos de las grandes eléctricas) que debían prestar ese servicio, llega un nuevo fallo: casi el 22% de las 850 instalaciones de renovables, cogeneración y residuos incumple también con sus obligaciones de regular lo que se conoce como potencia activa. El resultado es que la tensión sigue subiendo. A continuación empiezan a sucederse las pérdidas de generación que acaban desembocando en el cero total del sistema. El informe de REE recoge, sucesivamente, el “disparo inadecuado de un transformador de evacuación en Granada” y fallos la expresión es la misma, “disparo inadecuado” en fotovoltaicas en Badajoz, Sevilla y Cáceres. Entre ellas, las de Iberdrola.

El detalle de cuáles son esas centrales se desconoce, como consecuencia de la censura de esos informes, pese a que el pasado 27 de mayo la patronal a la que pertenecen Iberdrola o Endesa exigió “transparencia y una explicación técnica rigurosa sobre el apagón”. Esta opacidad, impuesta por las empresas y admitida por el Ejecutivo, pone muy cuesta arriba por ahora la petición de indemnizaciones para los afectados. El proceso previsiblemente acabará en los tribunales y se prevé multimillonario.

Uno de los dictámenes pendientes es el informe sobre el apagón que prepara la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Se desconoce si el documento que elabore el organismo que preside Cani Fernández también estará censurado. Esta hipótesis no se concibe si el conocido como 'súperregulador' o, en su caso, la anunciada Comisión Nacional de la Energía (CNE), finalmente incoa un expediente sancionador; algo que no es descartable vistos los incumplimientos que recogen los informes gubernamentales y de REE.

Este jueves, tras la publicación de estos dos informes sobre el apagón, la CNMC ha anunciado que ha aprobado al fin la actualización del procedimiento de control de tensión que este organismo llevaba analizando desde 2021 y al que ha tardado en dar luz verde casi cuatro años. Tanto el Gobierno como REE habían urgido al organismo a ponerlo en marcha ya en sus informes sobre el apagón, aunque el nuevo mecanismo no empezará a estar operativo hasta el primer trimestre del año que viene. Se aprobó la semana pasada (aunque no se ha anunciado hasta este jueves, tras la publicación de esos dos informes), después de dos proyectos pilotos y de un apagón sin precedentes en España.

El servicio de control de tensión que hasta ahora aplicaba para la generación convencional data del año 2000 y estaba completamente obsoleto, ya que entonces la energía fotovoltaica y la eólica eran testimoniales y el mix de producción era completamente distinto al actual. Ahora las renovables podrán empezar a regular tensión y cobrar por ello y el resultado será un ahorro para el consumidor. También se introducen penalizaciones por incumplimientos en el control de tensión para la generación convencional. Hasta ahora no existían.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

“Antes, durante y después”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Existencia azarosa

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Información sin entregar

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El cero energético que sufrió La Palma hace unos días ha vuelto a poner el foco en la antigüedad de su central térmica más importante, que cuenta con algunos motores con más de cincuenta años de actividad y escasas alternativas ante incidentes simples.

La isla presenta un sistema eléctrico aislado, al igual que el resto de territorios en Canarias salvo Lanzarote y Fuerteventura, que sí están interconectadas (se espera que La Gomera y Tenerife también lo estén pronto).

Es una red frágil y poco mallada, es decir, con escasas conexiones para distribuir la energía. Cuenta con una central térmica con una potencia de 96 megavatios (MW), algunos parques eólicos (7,9 MW) y fotovoltaica (3,4 MW).

Pero La Palma es la isla con menor penetración de renovables de todo el Archipiélago (solo un 11%). Y depende casi de manera exclusiva en una central ubicada en Breña Alta, en la zona este de la isla, donde cerca de un tercio de su generación, alrededor de 30 MW, se produce por motores diésel de hace más de cincuenta años que han superado su vida útil regulatoria (25 años).

Cuando esta central falla, puede haber problemas. Y todo apunta a que eso fue lo que pasó el pasado martes, cuando “un disparo [desconexión] de un grupo generador” en dicha central, denominada Los Guinchos, provocó que cayera todo el sistema, dejando sin luz a más de 50.000 personas durante tres horas. Red Eléctrica ha defendido que las reservas programas para ese día superaban lo exigido.

“[El cero energético] nos da a entender que seguimos siendo una isla que no está en el primer mundo”, ha dicho el presidente del Cabildo insular, Sergio Rodríguez, de Coalición Canaria. “La Palma ya ha sufrido demasiado como para seguir sufriendo estas situaciones”, remachó.

El motivo de esa desconexión es aún incierto. Las causas pueden ser “infinitas”, sugiere Kumar Mahtani, profesor de Ingeniería Industrial en la Universidad Politécnica de Madrid (UPM), incluyendo un fallo mecánico o en algún sistema auxiliar, una mala configuración de un relé, un fallo eléctrico, una sobrecarga o un incendio (como el que se produjo en La Gomera en 2023).

El director territorial de Endesa en Canarias, Pablo Casado, ha dicho que “se están analizando bien todos los registros para reconstruir con precisión la secuencia exacta de los hechos y encontrar el origen del incidente”.

Otro directivo de la compañía eléctrica en las Islas, Carlos Lafoz, ha agregado por su parte que “un fallo en un solo grupo generador no debería provocar el apagón total de una isla. Puede ser el detonante, pero no la causa”.

La crítica, igualmente, se ha centrado en la edad de los grupos de generación térmica en La Palma, con algunos de los equipos más antiguos de toda Canarias. Dos motores de 3,82 MW cada uno sobrepasaron su vida útil regulatoria en 1998, otro de 2,9 MW en el año 2000, otro de 4,3 MW en 2005, uno de 6,69 MW en 2008 y otro más, también de 6,69 MW, en 2020.

En Los Guinchos asimismo hay una turbina de gas, la única en toda la isla, pero tiene una limitación de 500 horas de funcionamiento al año por motivos ambientales. Y los cuatro motores restantes, de 11,5 MW cada uno, finalizan su vida útil en 2026, 2028 y 2031.

Esto y unos pocos megavatios más de eólica y solar conforman el mix energético en la Isla Bonita. ¿Es la antigüedad de sus grupos un motivo directo de los apagones recientes? Ha habido un total de cinco en las últimas semanas y siete generales en los últimos veinte años, “todos ellos con un denominador común: fallos estructurales en la red de generación y distribución eléctrica, envejecida y carente de la necesaria inversión”, ha insistido el Cabildo. Pero los expertos matizan esa afirmación.

Mahtani detalla que la vida útil regulatoria de los grupos eléctricos es tan solo un parámetro económico, no técnico, que regula el tiempo en que las empresas perciben un incentivo económico por algunos costes, como los gastos de inversión o el transporte del combustible.

Durante 25 años, las empresas productoras de energía en Canarias (Endesa, principalmente) no solo cobran por el precio al que venden su producto en el mercado eléctrico, sino también por ese régimen retributivo adicional. Pero “con un adecuado mantenimiento”, destacó el experto en un artículo en The Conversation, los equipos “pueden seguir operando con seguridad mucho más allá de los 25 años”.

El problema es que han perdido el incentivo económico para renovarlos o ampliarlos. Y no fue hasta el año pasado cuando el Estado convocó el concurso para reforzar los sistemas eléctricos aislados de Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla, paralizados desde la aprobación de una ley impulsada por el exministro de Industria José Manuel Soria (PP) en 2013 que generó una maraña administrativa incapaz de agilizar los trámites.

“No se han podido realizar las inversiones necesarias porque no se han dado las condiciones administrativas para ello”, admitió Lafoz esta semana. “La viabilidad económica de las grandes inversiones en las centrales eléctricas canarias va de la mano del régimen adicional”, agrega el profesor de la UPM, que reitera, eso sí, que no es utópico mantener a los que han superado los 25 años. Se apoya en el sector automovilístico para intentar explicarlo.

“Hay coches Toyota de hace 30 años que funcionan perfectamente. ¿Por qué? Porque no tienen electrónica, no tienen plástico… En aquel momento se hacían con otros materiales, y hay vehículos mucho más robustos de hace décadas que alguno salido hace cinco de fábrica”.

La investigadora Itziar Santana, del Departamento de Ingeniería Industrial de la Universidad de La Laguna (ULL), utiliza el mismo símil. “¿Qué es más eficiente, el Volkswagen Golf del año 1990 o el Land Rover de 2025? Seguramente funciona mejor el motor del primero”, indica.

Santana recuerda que las centrales térmicas cuentan con planes de mantenimiento correctivo para determinar cuáles son los elementos que más fallan. Son periódicos y ocurren decenas de veces al año. Pero puede ser que, “al tratarse de una isla menor”, esos tratamientos “no lleguen en tiempo y forma y se pospongan”. “Es la complejidad que tiene no solo ser un sistema aislado, sino ser una isla menor”, concluye la investigadora.

“Yo puedo tener un coche del año 2021, pero no le he hecho el cambio de aceite ni de filtros nunca. Y después tengo un motor de 1990 al que se lo he hecho todo perfecto. A lo mejor este falla menos que el primero”, continúa Santana. “Si un equipo tiene cincuenta años, pero casi todas las piezas por sustitución y reparación son nuevas, realmente no tiene cincuenta años”, subraya.

Las incidencias en el Archipiélago, al menos en la red de transporte de energía eléctrica, no han aumentado. En 2023, el último año con datos, hubo 40, casi las mismas que en 2022, con 38, y menos que en 2015, por ejemplo, con 54, según el anuario energético. Pero el sistema de La Palma cuenta con un solo circuito de 66 kilovoltios que une ambos lados de la isla. Y la desconexión total de este implica sí o sí corte de suministro, alertó Red Eléctrica en un informe reciente.

Esa línea de tensión tiene una longitud aproximada de 15,75 kilómetros y consta de sesenta torres. Tiene treinta años de antigüedad y “no se puede dejar fuera de servicio para realizar su mantenimiento sin afectar al suministro”, reconoce el operador del sistema, que redactó un proyecto en mayo de 2016 para mejorar sus accesos.

Es precisamente eso, la dificultad de realizar mantenimientos en las centrales sin que se vea afectado el suministro, una preocupación expresada por Red Eléctrica en múltiples documentos. Lo ha resaltado en las islas de Gran Canaria y Tenerife, donde dice que “es inviable o muy complejo” llevarlos a cabo sin que se produzcan problemas de cobertura.

Y es en esas dos islas capitalinas, además de Fuerteventura, donde el Gobierno de Canarias ha proyectado ocho centrales que suman 120 megavatios. Para La Palma, de momento, no hay nada en marcha. Aunque Red Eléctrica cree que son necesarios 52 MW de aquí a 2028 para sustituir los grupos más viejos.

El Cabildo insular ha enviado una carta al Ministerio de Transición Ecológica exigiendo “soluciones urgentes ante la inestabilidad del suministro eléctrico”.

“Es normal”, razona Mahtani, “tú no vas al médico a verificar si te duele o no la barriga. Vas en el momento en que te duele. Lo cual no quita que, por defecto, tengas que realizarte las revisiones periódicas que procedan para detectar cualquier problema con suficiente antelación y tomar las medidas necesarias para paliarlo. Lo mismo ocurre con el sistema eléctrico”.

La idea de levantar en La Palma pequeñas centrales térmicas que sumen 52 megavatios (pretensión que extiende Red Eléctrica a toda Canarias), no es vista con malos ojos por los expertos consultados, a pesar del uso de combustibles fósiles en plena lucha contra la crisis climática.

“No son una mala opción. Nos ayudarían contra estos apagones nocivos y podrían hacerse con una pequeña modificación para que funcionen con hidrógeno en el futuro”, reflexiona Santana. “Aunque hay cosas más importantes que hacer antes, creo, como montar plantas de almacenamiento de renovables”.

aelēc, la patronal que agrupa a Iberdrola, Endesa o EdP, ha reclamado este martes “transparencia y una explicación técnica rigurosa sobre el apagón del 28 de abril” y ha pedido a Red Eléctrica (REE) que “comparta los datos técnicos del incidente con los agentes del sistema y con la comunidad científica”.

En vísperas de que se cumpla un mes del histórico cero peninsular, cuyas causas el Gobierno no ha aclarado todavía, la asociación considera “imprescindible una mayor claridad, coherencia y transparencia en torno a los hechos”.

“El sector eléctrico y la ciudadanía siguen sin tener una explicación oficial y detallada de lo sucedido”, indica aelēc, que recuerda que el pasado 20 de mayo comunicó “que el día del apagón se detectaron problemas de tensión antes de producirse el incidente”. “Tras ello, estos problemas fueron descartados por REE” ese día. “Sin embargo, el 22 de mayo REE manifestó que algunas centrales de generación no cumplieron, supuestamente, con sus funciones de control de tensión”. 

La asociación reitera “que los datos clave de un sistema eléctrico que pertenece a todos los ciudadanos no deberían ser confidenciales, sobre todo si, al mismo tiempo, se lanzan mensajes parciales en foros y medios de comunicación. REE debería compartir la información con todos los agentes implicados y, por el bien de una resolución óptima de los hechos, sería conveniente que dejara de emitir juicios públicos que sólo redundan en la confusión y la obstaculización del proceso hacia un análisis técnico objetivo”.

“Solicitamos que REE comparta los datos técnicos del incidente con los agentes del sistema y con la comunidad científica; y que el análisis que se realice sea abierto, riguroso y transparente”.

Aelēc asegura que sus empresas “no han identificado ningún fallo en sus instalaciones. Las desconexiones se produjeron de forma automática, tal y como establece el reglamento eléctrico, ante una grave situación de inestabilidad de la red. Es decir, los sistemas de protección actuaron como debían hacerlo”.

“Asimismo, las centrales de los socios de aelēc siguieron en todo momento las consignas de REE y actuaron conforme a lo establecido en la normativa vigente en materia de control de tensión”.

“Este apagón debe ser una oportunidad para revisar procedimientos y reforzar la coordinación del sistema eléctrico. Pero eso solo será posible si todos los implicados actúan con responsabilidad y transparencia. No se puede avanzar sin datos ni se puede esclarecer lo ocurrido sin abrir el debate a todos los que tienen capacidad técnica para analizarlo”.

La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) ha adelantado este viernes un informe preliminar en el que señala que el apagón del pasado lunes 28 de abril se debió a una “compleja secuencia de eventos” y detalla que se registraron dos periodos de oscilaciones de tensión y frecuencia en el sistema eléctrico europeo continental durante la media hora previa al incidente.

La asociación comunitaria, que ha sido encargada de elaborar una investigación europea independiente sobre el incidente energético, ha informado a última hora de este viernes en un comunicado que en la media hora anterior al apagón, que se produjo a las 12.33 horas, se registraron dos oscilaciones en cuanto a potencia y frecuencia entre las 12.03 y las 12.07 y entre las 12.19 y las 12.21 horas.

“Los Gestores de Red de Transporte de España (Red Eléctrica) y Francia (RTE) tomaron medidas para mitigar estas oscilaciones. En el momento del incidente, no había oscilaciones y las variables del sistema eléctrico estaban dentro del rango de funcionamiento normal”, ha explicado ENTSO-E, que ha constatado que España estaba exportando hasta entonces 1.000 megavatios (MW) a Francia, 2.000 MW a Portugal y 800 MW a Marruecos.

El organismo ha indicado que el evento se inició a las 12:32:57 horas y que, en los 20 segundos posteriores, se anotaron una “serie de diferentes interrupciones de generación” en el sur de España por valor de unos 2.200 MW.

“En Portugal y Francia no se observaron interrupciones de generación. Como consecuencia de estos incidentes, disminuyó la frecuencia y se observa un aumento de la tensión en España y Portugal”, recoge en este informe preliminar.

Ya entre las 12:33:18 y las 12:33:21 horas, la frecuencia en la península continuó cayendo hasta los 48 hercios, lo que activó los planes de contingencia tanto de España como de Portugal. A su vez, las redes de corriente alterna entre Francia y España se desconectaron con éxito ante la pérdida de sincronicidad.

Así, a las 12:33:24 horas se materializó el “colapso completo del sistema eléctrico ibérico” y los cables de corriente continua entre Francia y España también dejaron de transmitir energía.

Restablecimiento de la red en tiempo récord

ENTSO-E ha destacado que ya a las 12.44 horas, apenas 10 minutos después del incidente, una primera línea de 400 kV entre el oeste de España y Francia volvió a ser reactivada, y que, 20 minutos más tarde, la interconexión entre Marruecos y España ya estaba operativa.

Desde el inicio del restablecimiento hasta, aproximadamente, las 13.30 horas, varias centrales hidroeléctricas españolas con “capacidad de arranque en negro” se pusieron en marcha para iniciar el restablecimiento del sistema. A las 13.35 horas, la conexión en el flanco oriental de la frontera franco-española volvió a estar activa. Asimismo, a las 16.11 y 17.26 hora peninsular española, las dos plantas eléctricas de Portugal con capacidad de arranque en isla lograron reiniciarse tras los “infructuosos intentos anteriores”.

Después, la primera línea de 220 kV entre España y Portugal volvió a recibir energía a las 18.36 horas, acelerando el restablecimiento del sistema portugués. Además, a las 21.35 horas, le llegó el turno a la conexión de 400 kV que existe en el sur de ambos países. Finalmente, la recuperación total del sistema de transmisión se completó en Portugal a las 00.22 horas del 29 de abril y en España sobre las 04.00 horas del mismo día.

El Ministerio considera el análisis una “buena noticia”

Por su parte, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha considerado una “buena noticia” que se haya avanzado en el análisis de las causas del apagón y que se hayan aportado estimaciones iniciales de las pérdidas de generación. Además, “ha saludado” la designación del panel de expertos que dirigirán la investigación independiente de ENTSO-E.

“ENTSO-E ha trasladado que las causas de la crisis son complejas e informa de dos periodos de oscilaciones de tensión y frecuencia en los sistemas eléctricos europeos durante la media hora previa al incidente, que estabilizan los TSO [siglas, en inglés, de Transmission System Operator (Operador del Sistema de Transporte)] de España y Francia”, han indicado a Europa Press fuentes del Ministerio.

Asimismo, el departamento dirigido por Sara Aagesen ha comunicado que el comité para el análisis de la crisis, cuyos grupos de trabajo continuarán trabajando este fin de semana, se volverá a reunir el próximo lunes. “El comité analizará todos los elementos disponibles y seguirá trabajando con todos los operadores para conocer con certeza el origen del incidente”, han añadido.

El masivo apagón del lunes ha pillado al organismo encargado de supervisar el sector eléctrico, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), en una situación de interinidad que arrastra desde hace meses.

La CNMC está pendiente del Congreso; a la espera de que se materialice la recuperación de la extinta Comisión Nacional de la Energía (CNE) que le arrebatará las competencias en energía. El proyecto de ley lleva desde octubre en la Comisión de Transición Ecológica y Reto Demográfico de la Cámara Baja. Todavía se encuentra en trámite de enmiendas.

La RAE define “interino” como algo “que sirve por algún tiempo supliendo la falta de otra persona o cosa”. A la espera de que vuelva la CNE, esa es la situación en la que se encuentra el organismo que preside Cani Fernández desde que el Ejecutivo confirmó hace más de un año que iba a recuperar un regulador energético independiente.

Ese es el modelo que existió en España durante dos décadas, primero con la extinta Comisión Nacional del Sistema Eléctrico (CNSE) y luego con la Comisión Nacional de la Energía (CNE); hasta que el Gobierno de Mariano Rajoy decidió suprimir este organismo en 2013 junto al resto de antiguos reguladores. 

En febrero de 2024 el Ejecutivo de Pedro Sánchez aprobó el anteproyecto de ley de recuperación de la CNE. El objetivo, tener un organismo completamente especializado en energía y centrado en la profunda transformación de los mercados energéticos que supone la descarbonización de la economía.

Su impulsora fue la entonces vicepresidenta y hoy comisaria europea, Teresa Ribera, que explicó que la ley supondría un “reforzamiento” de los medios del supervisor energético. El organismo, adscrito a su departamento, estaría orientado a “favorecer” en sus decisiones regulatorias el “objetivo común” europeo de la descarbonización, asumir la función consultiva que ya tiene la CNMC sobre las propuestas legislativas relacionadas con la energía, y de asesoramiento y resolución de conflictos entre operadores. También vería “reforzadas sus funciones de inspección”.

“El restablecimiento de la CNE permitirá reforzar la capacidad institucional del regulador en un momento clave para la transición energética, respondiendo a las crecientes necesidades de especialización y eficacia derivadas del nuevo paradigma energético y regulatorio. El Gobierno cumple con su compromiso de recuperar la arquitectura institucional del regulador energético especializado existente en España hasta 2013 y presente en la mayoría de los países de nuestro entorno”, aseguró el Gobierno el pasado septiembre cuando aprobó el proyecto de ley.

Ribera confió al presentar el anteproyecto en que la ley de recuperación de la CNE estuviera aprobada en el BOE antes de enero de este año. De haberse cumplido ese calendario, ese organismo tendría que haber estado ya en funcionamiento. Pero no ha sido así, fruto de los precarios apoyos parlamentarios del Gobierno.

“Desde el inicio”

Un portavoz del conocido como 'súperregulador' señala que “en cuanto a la futura CNE, la CNMC continúa con sus trabajos con total normalidad” y “sigue cumpliendo con sus obligaciones y funciones en el marco de sus competencias”. “Está siguiendo desde el inicio el incidente del apagón y realizará las actuaciones oportunas en el marco de su función supervisora, una vez se recabe toda la información necesaria del operador del sistema para el ejercicio de sus funciones”.

Sin embargo, en el seno del organismo que preside Fernández hay quien lamenta el “nulo” papel que ha tenido, al menos en los primeros momentos de esta crisis energética. Esa fuente, que pide el anonimato, apunta como una de las “lecciones a aprender” de este episodio sin precedentes la “necesidad de una supervisión efectiva y real” del sector eléctrico, empezando por el operador del sistema, Red Eléctrica (REE), por parte de “alguien neutral” .

La primera reacción de la CNMC al apagón llegó el martes, tras la comparecencia de Pedro Sánchez en la que el presidente del Gobierno anunció la creación de una comisión específica para aclarar las causas de la crisis, en la que está incluido el súperregulador, y que debe determinar qué falló para llegar a ese cero nacional y qué medidas hay que adoptar, en su caso, para que no vuelva a repetirse.

En un comunicado el organismo indicó el martes que “está siguiendo desde el comienzo del incidente la situación del sistema eléctrico y llevará a cabo las actuaciones pertinentes, de acuerdo con la función de supervisión que tiene encomendada”, en el marco de sus competencias “y en cumplimiento de su función de garantizar, preservar y promover el correcto funcionamiento y la transparencia en los mercados”.

La CNMC señaló que “está en comunicación constante” con el Ministerio de Transición Ecológica, Red Eléctrica “y demás agentes implicados en este incidente excepcional”. Y subrayó que sus actuaciones tendrán “carácter ex post, dentro del marco legal que regula su función supervisora, una vez se recabe la información necesaria del operador del sistema y demás agentes del sistema para el ejercicio de esta función”.

Horas antes, el regulador energético portugués, ERSE, publicaba un comunicado bastante más extenso en el que, en medio de la confusión generalizada, trataba de responder a preguntas como el derecho a indemnizaciones de los consumidores afectados o si podría repetirse un suceso como el que dejó paralizada toda la Península Ibérica durante horas. La pregunta de qué provocó el caos, como es lógico, quedó sin respuesta.

Analizando la opa

El día del apagón, la CNMC (una sala distinta a la que supervisa al sector energético, la de Competencia) estaba centrada en una importante operación empresarial, el dictamen sobre la oferta pública de adquisición (opa) de BBVA sobre Banco Sabadell, anunciada en mayo del año pasado. La caótica jornada obligó a suspender la reunión y la opa fue aprobada finalmente el miércoles con condiciones que luego podrá modificar el Gobierno, que se ha mostrado contrario a esta operación de concentración en el sector bancario.

Como señalan desde la CNMC, el apagón y la opa del BBVA “se abordan con equipos técnicos distintos”. Con la información que primero analizan los servicios técnicos especializados de cada área del organismo, el ámbito de energía lo examina la Sala de Regulación. Sus consejeros aprueban dictámenes relativos a un abanico muy amplio de materias, del sector postal al aéreo, las telecomunicaciones o la energía, incluyendo la imposición de sanciones. También aprueban los procedimientos de operación que propone REE como operador del sistema eléctrico.

La Sala de Competencia tiene las funciones de la antigua Comisión Nacional de la Competencia (CNC). La preside Cani Fernández, gran especialista en ese ámbito. Al Pleno (que reúne a los consejeros de las dos salas) le corresponde por ejemplo aprobar las denominadas circulares, que fijan la retribución de las actividades reguladas del sector eléctrico, adoptar decisiones jurídicamente vinculantes respecto a los sectores de la electricidad y el gas natural. La ley que elaboró el PP obliga a los consejeros de las dos salas a rotar periódicamente, lo que les convierte en una suerte de todólogos.

La CNMC va a tener un papel relevante en el esclarecimiento del brutal apagón del lunes. A la espera de la CNE, será el organismo encargado de imponer, en su caso, las correspondientes sanciones, si la investigación de este gravísimo suceso depara que hubo incumplimientos de la normativa por parte de algún operador del sistema eléctrico.

El organismo tiene encomendado dar apoyo a la comisión de investigación liderada por el Ministerio para la Transición Ecológica en la que están incluidos varios ministerios y organismos del ámbito de Defensa, Inteligencia y Ciberserguridad o el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), cuyas conclusiones se pueden demorar semanas o meses. Tras su primera reunión el pasado miércoles, la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, inició una ronda de encuentros para abordar esta gravísima crisis energética. El primero fue con Cani Fernández.

El conocido como 'súperregulador' data de 2013, cuando el Gobierno de Mariano Rajoy fusionó los antiguos reguladores de Competencia, energía o telecomunicaciones, entre otros, en un solo organismo. Fue un modelo muy polémico, prácticamente inédito en el mundo y justificado en un teórico y muy discutible ahorro de costes. Se inspiró en un informe de PriceWaterhouseCoopers (PwC) que había encargado Telefónica, la multinacional en la que trabajaba (y trabaja) el marido de la entonces vicepresidenta del Gobierno, Soraya Sáenz de Santamaría, abogado del Estado en excedencia como ella. 

Diez años después de su creación, en marzo de 2023, se produjo en el Congreso una situación curiosa. Comparecía la presidenta de la CNMC y un diputado del PP, el catedrático de Telecomunicaciones Juan Luis Pedreño, preguntaba a Cani Fernández por el retraso en la publicación de los informes anuales de supervisión de los mercados minoristas de gas y electricidad: “No sé a qué responde esta anomalía, si es por falta de personal, si les falta información o si no hay cooperación, pero el caso es que eso nos preocupa un poco. Respecto a esto, también le quiero preguntar, por si fuera el problema, si hay que crear un regulador específico para la energía, que podría ser”. Y hasta hoy.

No te empeñes: por mucho que lleves cinco días diciendo “energía síncrona”, “oscilación del flujo de potencia” y “ciclo combinado”, no tienes ni idea del apagón. Ni del apagón, ni de cómo funciona el sistema eléctrico. Ya puestos, reconozcamos que no sabemos bien cómo funciona la propia electricidad, desde que nos lo explicaron en el colegio.

Esto último, cómo se genera y transmite la energía eléctrica, podemos acabar entendiéndolo con un vídeo de Youtube. Pero es lo único: todo lo demás es indescifrable. Acuérdate de la factura eléctrica: de vez en cuando sale en la tele un experto que se esfuerza por explicar de manera sencilla los distintos conceptos de la factura eléctrica, pero es inútil: como si hablase en arameo. Tampoco el sistema marginalista de precios (“la última en entrar es la que marca el precio”, repetimos sin llegar a comprender por qué es así), ni la oferta existente de tarifas (que además es contraintuitiva: el llamado “mercado libre” ofrece precios fijos, y el “mercado regulado” varía de precio cada hora del día), ni las comercializadoras que cambian de nombre pero son la misma compañía… Todo incomprensible.

Recuerdo esto para que, a la hora de averiguar por qué se fue la luz en toda España, no perdamos de vista la naturaleza inescrutable del sistema eléctrico español: imposible entender cómo funciona, y sobre todo por qué funciona así. La opacidad es condición de un sistema que parece pensado para que el común de los ciudadanos no lo entienda, no lo cuestione, no pida cambios. Parafraseando a Churchill, el sistema eléctrico es un acertijo envuelto en un misterio dentro de un enigma. Cuando le das al interruptor se enciende la luz, ¿no? Pues ya está, no necesitas saber más.

Hasta que llega un día en que la luz no se enciende, y entonces queremos saber. Pero tampoco. Ni tú, ni los expertos que llevan días lanzando hipótesis al tuntún, ni las eléctricas que no encuentran quién pisó el cable, ni Red Eléctrica que tampoco ofrece una explicación, ni por supuesto el gobierno, que lleva cinco días intentando averiguar qué pasó el lunes a las 12.33h, sin descartar hipótesis pero tampoco aventurar ninguna, convocando reuniones, gabinetes de crisis y comités de investigación, llamando a las compañías, pidiendo datos, utilizando al CNI, al Centro Criptológico, al ejército incluso (el Mando Conjunto del Ciberespacio), y volviendo a pedir información a las operadoras.

Da que pensar. Si no tuviésemos que dedicar la mayor parte de nuestro cerebro a descifrar la factura de la luz, las tarifas, el sistema eléctrico entero y ahora también las causas del apagón, nos haríamos preguntas: ¿cómo es posible que algo tan vital, esencial y estratégico como la electricidad funcione totalmente al margen del Estado, tan fuera de control del gobierno, que tiene que andar pidiendo información para averiguar qué ha pasado? ¿Por qué la distribución de electricidad está en manos de una empresa privatizada, donde el Estado es accionista de referencia (con un 20%) pero parece que solo le sirve para nombrar a su presidente o presidenta según el color del gobierno de turno?

Cuando acabe de descifrar la factura, me pongo a pensar en ello. Prometido.

El Gobierno mantiene abierta la posibilidad de un sabotaje o un ciberataque como causa del histórico apagón total del lunes, tras descartar Red Eléctrica de España (REE) un “incidente de ciberseguridad” en sus instalaciones.

El jefe del Ejecutivo, Pedro Sánchez, ha apuntado que el Instituto Nacional de Ciberseguridad (Incibe) y el Centro Criptológico Nacional “están ya examinando los riesgos derivados de esta emergencia eléctrica” y de los registros informáticos “de Red Eléctrica y de los operadores privados para no descartar ninguna hipótesis” sobre lo que ocurrió en esos cinco segundos en los que el sistema eléctrico de la Península Ibérica se fue a cero por primera vez en décadas.

Sánchez ha señalado que pedirá “todas las responsabilidades pertinentes a los operadores privados”, a los que ha diferenciado de Red Eléctrica, en la que el Estado es el mayor accionista con el 20%, aunque luego ha mezclado ambos conceptos y se ha referido a REE como un “operador privado”. Lo ha hecho después de que esta empresa, dueña de la red de alta tensión y operador del sistema eléctrico, descartase un ciberataque en sus instalaciones.

El jefe del Ejecutivo ha valorado como “positivo” que se descarte ese incidente “en la red de transporte”. Pero “la responsabilidad del Gobierno es hacer un análisis independiente de qué es lo que ha sucedido” utilizando “todos los mecanismos o resortes que tiene la Administración”. 

El Gobierno no descarta así que se haya producido algún tipo de ataque o sabotaje en otras patas del sistema eléctrico, como la generación o la distribución. Sánchez ha dicho no tener “ninguna información” de que la causa haya sido un sabotaje o ataque terrorista, tras la apertura de una investigación de oficio en la Audiencia Nacional.

Poco antes de la comparecencia del presidente del Gobierno, el director de Servicios a la Operación de REE, Eduardo Prieto, confirmaba que el origen del histórico apagón estuvo en una desconexión masiva de potencia (posiblemente fotovoltaica) en la zona suroeste del país cuyas causas están por esclarecer. 

“Lo que hemos identificado han sido dos incidentes separados en el tiempo que provocaron una rápida y enorme pérdida de generación, pero es prematuro hacer cualquier tipo de pronunciamiento de los motivos”, que hay que “confirmar y aclarar”. El directivo no ha precisado la ubicación exacta de esas plantas en el suroeste peninsular. 

Ha explicado que el lunes a mediodía el sistema funcionaba de forma “estable” y en condiciones de seguridad. Un primer evento “compatible con la pérdida de generación en la región suroeste del sistema peninsular español”, presumiblemente de energía fotovoltaica, fue superado “satisfactoriamente”.

Un “segundo y medio después” se reprodujo la situación, las condiciones “se fueron degradando” y en “tres segundos y medio” dichas condiciones eran “incompatibles” con el mantenimiento del suministro. Se produjo la desconexión “de un contingente muy elevado de generación renovable”, la caída en masa del servicio, la desconexión con el sistema europeo y el conocido como cero absoluto. Se trató, en suma, de “dos incidentes separados” de pérdida de generación. “El sistema no fue capaz de sobrevivir a esta perturbación tan extrema y se originó el cero de tensión”.

“Para poder afinar con más detalle” el origen de este apagón, REE está pendiente de recibir información detallada de los centros de generación para “identificar con mejor precisión las causas” y “adoptar las medidas necesarias” para que esta situación no se repita. “Nada” hace pensar que se haya debido a un error humano, ha explicado. También se descarta “completamente” una perturbación atmosférica como causa del apagón, una de las hipótesis que circuló el lunes en Portugal.

El Gobierno va a crear una comisión de investigación específica liderada por el Ministerio para la Transición Ecológica en la que estarán representados organismos competentes en materia de ciberseguridad y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), responsable de la supervisión del sector eléctrico. El Consejo de Seguridad Nacional pedido además un “informe independiente” a la Comisión Europea para tener “una fotografía mucho más certera y verosímil de lo que ha sucedido en estas horas críticas”, ha dicho Sánchez.

El directivo de REE ha subrayado la importancia de desarrollar instalaciones de almacenamiento (con grandes centrales de bombeo o baterías) y las interconexiones para seguir integrando renovables y dar más robustez al sistema. Prieto ha destacado también la relevancia de monitorizar la aportación del autoconsumo. “Hay una senda de desarrollo de la descarbonización” que “hay que integrar” y “avanzar” lo que marca el Gobierno en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). 

El presidente del Gobierno ha subrayado que el lunes “no hubo un problema de exceso de renovables ni de falta de cobertura”, con una demanda que estaba en torno a los 25.000 megavatios (MW), cuando el récord histórico supera los 40.000 MW. “La disponibilidad de los sistemas de generación era amplia”. “Quienes están vinculando este incidente a la falta de nucleares francamente mienten”, ha subrayado el presidente, que ha destacado que en el momento del apagón “había generación nuclear funcionando” que “también se desconectó”. Y el suministro “se ha recuperado gracias a las interconexiones con Francia y Marruecos, al gas y a las hidroeléctricas”. “Las centrales nucleares, lejos de ser una solución, han sido un problema porque estaban apagadas”. 

La Autoridad Independiente de Responsabilidad Fiscal (AIReF) presentó este jueves un informe en el que cuantifica que “los errores legislativos” le han costado al Estado 1.000 millones de euros de media al año en la última década, y que todavía tiene pendientes por indemnizar y devolver algo más de 12.000 millones en los próximos años. En total, son 21.530 millones por sentencias judiciales en contra de la Administración a los que tenemos que hacer frente todos los contribuyentes por el momento, porque la Autoridad fiscal advierte de que están por llegar más fallos similares de los tribunales.

Algo más de la mitad de esa cantidad, exactamente 12.165 millones —de nuevo según la AIReF—, proviene de sentencias relacionadas con el sector energético, como la indemnización por la clausura del almacén del gas Castor, por el “canon hidráulico”, por la financiación del bono social eléctrico o por el impuesto especial a los hidrocarburos. Unos pagos por errores legislativos que benefician directa o indirectamente a las petroleras, gasistas y eléctricas que operan en nuestro país.

Este destacado peso del sector energético en las sentencias contra el Estado desde 2014 no es una casualidad. Es consecuencia y una nueva demostración del poder de uno de los grupos de presión (lobbies) más importantes en España y en el conjunto de la Unión Europea (UE). Un sector que tiene a su disposición un pequeño batallón de altos funcionarios en excedencia, a los que, por ejemplo, desplegó para intentar tumbar el conocido como “tope al gas” —o “excepción ibérica”— que desarrolló el Gobierno en 2022 para aliviar la crisis de inflación, según se explica en esta información.

El siguiente sector empresarial protagonista de las indemnizaciones judiciales por errores legislativos es el de las telecos, con una sentencia a favor del conjunto de los operadores y otra en concreto de Telefónica, según se puede observar en el gráfico de este tema. Estas sentencias suman en total cerca de 3.000 millones, una cuarta parte que lo 'ganado' por las energéticas. Otro par de fallos de los tribunales, por 2.376 millones, tienen que ver con el impuesto de Sociedades, el que grava el beneficio de todas las empresas.

Entre los errores legislativos y malas prácticas que han sido recurridos y que tienen sentencias en contra, la Autoridad fiscal resalta “el uso inadecuado” de los reales decreto-leyes, como hizo el Gobierno del PP en el caso Castor o en la reforma del impuesto de Sociedades; la “extralimitación normativa”, como en el canon hidráulico, que ha costado a los contribuyentes 1.737 millones; o la “omisión de advertencias de la UE de incumplimientos de la normativa europea”.

Además, la AIReF recuerda que existen ahora mismo litigios en marcha que pueden resultar a favor o en contra del Estado, que podrían agravar el déficit (el desequilibrio entre los ingresos y los gastos del Estado) de los próximos ejercicios. “Las acciones legales contra el Estado constituyen un riesgo fiscal relevante”, lamenta la Autoridad fiscal.

“Recientemente, se han dictado varias sentencias desfavorables para las Administraciones Públicas para las que se prevé una elevada cuantía, cuyo efecto se extenderá previsiblemente al ejercicio 2024 y a los años siguientes. Además, persisten riesgos judiciales pendientes debido a los numerosos procesos en curso, que podrían agravar el déficit de los próximos años, incluidos los arbitrajes internacionales en materia de energía, los contenciosos en el sector del transporte y las cuestiones fiscales aún por resolver en tribunales nacionales e internacionales”, incide.

Impuesto sobre hidrocarburos: el denominado “céntimo sanitario”

La sentencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) del 27 de febrero de 2014 declaró que el IVMDH, aplicado entre enero de 2002 y diciembre de 2012, era contrario al derecho de la Unión Europea. Este tributo, conocido como “céntimo sanitario”, tenía como objetivo principal recaudar fondos para financiar la sanidad pública.

Como resultado de esta sentencia, en 2014 se registró un mayor déficit de 1.671 millones de euros, asumido por la Administración central.

264 millones a Endesa

La sentencia de la Audiencia Nacional de 12 de febrero de 2020 (ROJ 1045/2020) estimó parcialmente el recurso presentado por Endesa relativo a la aplicación indebida de un sistema de minoración de la retribución de la energía eléctrica vendida mediante contratos bilaterales físicos, establecido por la Orden ITC/3315/2007.

El importe fue de 264 millones por la responsabilidad patrimonial de la Administración por daños y perjuicios. 

Caso Castor

Indemnización por la clausura del almacén de gas CASTOR En diciembre de 2017, el Tribunal Constitucional declaró nulo el Real Decreto-ley que establecía una indemnización urgente por importe de 1.350 millones a la empresa promotora del almacén de gas Castor, por su clausura en 2013. Esta indemnización, financiada por Enagás con préstamos de CaixaBank, Bankia y Banco Santander, debía repercutirse en la factura del gas durante 30 años.

Este Tribunal consideró que no había concurrido una situación de extraordinaria y urgente necesidad que justificara el uso de un Real Decreto-ley en lugar de utilizar una ley ordinaria para el pago de la indemnización, vulnerando el artículo 86.1 de la Constitución. Como consecuencia, los bancos reclamaron al Estado la devolución de los 1.350 millones adelantados. Finalmente, la Sentencia del Tribunal Supremo 3324/2020, de 27 de octubre, reconoció a los bancos el derecho a cobrar esa cantidad, obligando al Estado a asumir su responsabilidad patrimonial.

Canon hidráulico

La Sentencia del Tribunal Supremo 513/2021, de 15 de abril, declaró nula una parte del Real Decreto 198/2015 que regula el canon por utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica en las demarcaciones intercomunitarias, por ser contraria al ordenamiento jurídico español. El importe asociado a este fallo ascendió a 1.737 millones de euros y se registró en 2021.

Bono social eléctrico

El error legislativo en el caso de las comercializadoras que habían financiado el bono social eléctrico fue chocar con la Directiva 2009/72/CE. El Tribunal reconoció el derecho de las empresas a ser indemnizadas por las cantidades abonadas más intereses, descontando cualquier importe repercutido al consumidor final.

Sin embargo, surgieron dudas sobre si las comercializadoras del mercado libre habían trasladado estos costes a los consumidores, mientras que las comercializadoras reguladas, cuyos ingresos están regulados, quedaron fuera de duda.

En el segundo y tercer trimestre de 2024, el Tribunal Supremo se fue pronunciando a favor de las comercializadoras del mercado libre, confirmando su derecho a ser indemnizadas, al no resultar probada la repercusión de los costes al consumidor final. En cuanto al impacto derivado de estas sentencias, se imputó un importe de 366 millones en el año 2022. La cuenta de la Administración General del Estado 2023 recoge una provisión de 276 millones por las indemnizaciones que corresponderían a la indemnización para las comercializadoras del mercado libre. Por tanto, el importe total podría ascender a los 642 millones.

Impuesto especial de hidrocarburos

La sentencia del Tribunal Supremo de 20 de septiembre de 2024 declaró ilegal el tramo autonómico del Impuesto de Hidrocarburos correspondiente al periodo de 2013 a 2018. El fallo concluyó que el impuesto era contrario al Derecho de la Unión Europea.

Falta por determinar la cuantía económica derivada de esta sentencia y el momento en que se reflejará en el déficit en contabilidad nacional. En 2023, el Gobierno estimó un efecto de hasta 6.500 millones por esta sentencia, cifra que se corresponde con el total de la recaudación que tuvieron las comunidades autónomas, que establecieron ese tipo autonómico, en todos los años en que estuvo vigente.

El Congreso rechaza el impuesto extraordinario a las energéticas

Además de las victorias judiciales, el sector energético se ha visto beneficiado recientemente por algunas votaciones parlamentarias mientras consigue beneficios récord, en plena crisis de precios, y recibe ayudas y subvenciones milmillonarias para la transición 'verde'.

En enero de este 2025, los socios del Gobierno de coalición EAJ PNV y Junts confirmaron en el Congreso de los Diputados su rechazo a la prórroga al impuesto “temporal” a las energéticas. Las derechas nacionalistas se unieron al PP, Vox y UPN en contra de la prórroga del gravamen a los beneficios de Repsol, Cepsa o Naturgy, lo que significa que las ‘arcas públicas’ dejarán de ingresar cerca de 1.000 millones. 

Junts también pactó con el PP la suspensión del impuesto del 7% a la generación de electricidad, aunque el Gobierno ha conseguido salvarlo. Este tributo está diseñado para pagar la deuda milmillonaria pendiente con las empresas eléctricas desde hace años, el famoso déficit de tarifa, que actualmente es de alrededor de 7.000 millones.

Más de un centenar de municipios de Catalunya, entre ellos algunas de las mayores ciudades catalanas, como Barcelona, Lleida, Tarragona, Girona, Terrassa, Manresa, Rubí, el Prat de Llobregat o Sant Cugat del Vallés, han reclamado en el Congreso de los Diputados poder asumir la distribución de electricidad, al igual que ya ocurre en otros países europeos como Francia, Dinamarca o Países Bajos.

La Associació de Municipis i Entitats per l´Energía Pública (Amep), que en diciembre acordó una declaración en Girona en favor de una red pública de distribución de electricidad, entregó el pasado 10 de febrero a varios grupos políticos en el Congreso de los Diputados, en el marco de una jornada sobre autoconsumo, una propuesta de modificación del marco jurídico de titularidad y gestión de esta actividad.

Se trata de un estudio elaborado el pasado diciembre por la consultora Samso, que dirige Joan Herrera, exdiputado de ICV en el Congreso y en el Parlament de Catalunya y ex director general del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE).

El informe señala que “en la mayoría de países de nuestro entorno la norma es el carácter público en la titularidad de la red” de distribución, que es un monopolio natural, lo que “hace imperativo el carácter neutro del titular y del gestor de la red”. Expone los casos de varios países europeos para ilustrar “la necesidad de diferenciar entre la titularidad y la gestión de la red”, algo que España no hace. 

Aquí la red de media y baja tensión está en manos de empresas privadas (la de alta tensión es de Redeia, cuyo mayor accionista es el Estado con un 20%). Las cuatro grandes distribuidoras tienen 26,3 millones de los 29,5 millones puntos de suministro y “se llevan el 90% de la retribución”. 

El informe recuerda “diferentes denuncias” contra las grandes distribuidoras ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que afectan “a modelos vinculados tanto a la generación, al autoconsumo o a otros aspectos”. Y afirma que “la titularidad privada de la red de distribución es actualmente el principal talón de Aquiles para la transición energética decidida y participada que las directivas europeas encomiendan a los estados miembros”.

“Tanto en la generación, la comercialización, como también en los nuevos servicios como el autoconsumo, la agregación y la flexibilidad, el riesgo de la colisión de intereses con quien ostenta la titularidad y la gestión de la red de distribución, es un lastre para garantizar que estas actividades y dichos mercados se desarrollen en un marco efectivo de competencia”, afirma.

El estudio expone que en Dinamarca, estas infraestructuras son de ámbito municipal y las distribuidoras que las gestionan “son mayoritariamente propiedad, o bien de los consumidores o bien de los municipios” donde se ubican; en Francia, las redes de media y baja tensión pertenecen también a los municipios y las gestiona Enedis (filial de la estatal EdF). En Países Bajos por ley su propiedad es del Estado, sus provincias, los municipios u otros organismos públicos; y en Irlanda, esta actividad está en manos de una empresa pública (ESB). 

En Alemania, la desarrollan indistintamente operadores públicos o privados. Y en Portugal, el activo pertenece a la Administración y lo explotan empresas mediante concesiones de hasta 20 años.

Las redes, dice el informe, “proporcionan una gran cantidad de información sensible, datos sobre los consumidores y puntos débiles del sistema, lo que hace que sean consideradas infraestructuras críticas”.

“Muy ambiciosa”

El documento señala que “la reivindicación de la titularidad y gestión pública” es una meta “sin duda muy ambiciosa”, que requiere “poner de manifiesto los problemas y contradicciones de la actual situación” y adoptar “acciones reales, útiles y viables”.

Los retos que cita son “la transparencia en la información, la participación en la planificación de las inversiones, el control y la mejora de la calidad del servicio, la eliminación de las barreras administrativas y técnicas que imponen las distribuidoras, la modificación de la regulación y la normativa, construyendo así una base sólida y creíble por la futura titularidad pública de esta infraestructura clave para el desarrollo del país y el bienestar de la ciudadanía”.

Amep plantea cambiar la Ley del Sector Eléctrico para que recoja que “la titularidad de las redes de distribución y transporte de electricidad es pública”, y que los municipios puedan ser titulares de las redes que operen en su ámbito territorial y “concesionar” estos servicios “no más tarde del 31 de diciembre de 2026”. 

Pero, como “propuesta de mínimo”, plantean que en los nuevos desarrollos urbanísticos, y para evitar un “enriquecimiento ilícito” de las distribuidoras, las nuevas redes que se pongan en marcha y den servicio a más de 500 puntos de suministro o tengan más de 5 megavatios (MW) de potencia contratada se cedan a los municipios. Y que las distribuidoras solo reciban las de menor tamaño, cediendo el 50% del beneficio de explotación de las instalaciones a los municipios.

Actualmente, en los desarrollos urbanísticos se incluyen las redes de distribución eléctrica entre las cargas que debe soportar el promotor y la ley dice que “todas las instalaciones destinadas a más de un consumidor tendrán la consideración de red de distribución y deberán ser cedidas a la empresa distribuidora de la zona, la cual responderá de la seguridad y calidad del suministro”.

Para “que se garantice como mínimo la competencia”, Amep propone obligar a las eléctricas a vender sus activos de distribución en las regiones en las que también tengan activos de “comercialización o distribución”. Se trata “de garantizar la competencia, en términos liberales, haciendo que la no efectiva separación de actividades no suponga un lastre para la economía, en el ejercicio de determinadas posiciones de dominio”, dice el documento, que también plantea que las comunidades energéticas puedan ser dueñas de redes de distribución y puedan adquirirlas o alquilarlas.

De ámbito catalán, Amep se constituyó en 2021, promueve la titularidad y la propiedad pública de las redes de energía eléctrica y apoya a los entes locales para acelerar la transición energética. Integrada en la Alianza por el Autoconsumo, cuenta ya con 119 asociados, 114 municipios, tres entidades y la Diputación de Girona, “que conforman una representación muy transversal por todo el territorio catalán”. 

Sus asociados agrupan a territorios que concentran una población de unos 3,5 millones de personas, cerca del 43% del total de Catalunya. Su coordinador, Arnau Comas, que fue candidato en las listas de la CUP al Parlament de Catalunya, lo resumió así en el Congreso: los municipios están “en primera línea” y “por nuestras manos pasa la transición energética, pero no tenemos competencias”.