La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha archivado una investigación abierta a UFD, la distribuidora eléctrica del Grupo Naturgy, y a sus matrices, por un posible abuso de posición de dominio, al no acreditar un posible trato discriminatorio a otras comercializadoras eléctricas en la gestión de las incidencias técnicas.

En su resolución, la Sala de Competencia del regulador considera no acreditado que UFD y sus matrices hayan cometido una infracción del artículo 3 de la Ley de Defensa de la Competencia (LDC) consistente en el tratamiento discriminatorio por parte de la filial de Naturgy de las reclamaciones presentadas por distintas comercializadoras presentes en el mercado del suministro de la energía eléctrica en los territorios donde opera como distribuidora, procediendo así al archivo de las actuaciones.

En 2023 varias empresas del sector eléctrico -entre ellas Energy Solar Tech, Enerfia, Factorenergia o Totalenergies- denunciaron a UFD por posibles prácticas anticompetitivas.

En abril de ese año, la CNMC inspeccionó las sedes de varias empresas del Grupo Naturgy o relacionadas con este y, posteriormente, inició dos expedientes sancionadores.

El primero de ellos por un posible abuso de posición de dominio finalizó con una sanción de 5,08 millones de euros, aunque este por un posible falseamiento de la libre competencia por actos desleales finalmente ha sido archivado. Ambas conductas investigadas están prohibidas por los artículos 2 y 3 de la Ley 15/2007 de Defensa de la Competencia.

En un comunicado, el organismo presidido por Cani Fernández señaló que esta resolución “no contradice o resta efectividad al expediente sancionador S/0006/23, que sí acreditó que UFD abusó de su posición de dominio” y subrayó que ambos “tratan conductas diferentes y han afectado a distintos mercados”, informa Europa Press.

Así, en esta reciente resolución de este expediente incoado, la CNMC no ha considerado acreditado que UFD y sus matrices trataran de forma discriminatoria las incidencias técnicas de las comercializadoras rivales frente a las de su propio grupo.

Además, el regulador estima que UFD utilizaba criterios objetivos, como la priorización por antigüedad de la solicitud, y contaba con canales de atención prioritaria a disposición de las comercializadoras competidoras de las del Grupo Naturgy, por lo que ha resuelto el archivo de las actuaciones por un posible falseamiento de la libre competencia por actos desleales.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha ascendido recientemente como subdirectora de un área clave de su Dirección de Energía a la esposa de un directivo de una patronal eléctrica que dice dedicarse a “lobby, influencia y prospectiva regulatoria” e “interlocución con la CNMC” y otros agentes relevantes del sector.

Henar Soto, con una larga trayectoria en la CNMC es desde enero subdirectora de Regulación Económico-Financiera y Precios Regulados en el organismo que supervisa y regula al sector eléctrico.

Su marido, David Trebolle, con una dilatada trayectoria en empresas y lobbies del sector eléctrico, es desde mayo de 2024 “director Técnico” de la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME), una patronal de pequeñas distribuidoras. En ella se encarga de tareas de “lobby, influencia y prospectiva regulatoria” y de “interlocución con la CNMC, REE, Ministerio y otros agentes relevantes del sector”, explica en su LinkedIn.

ASEME engloba a unas 90 distribuidoras de pequeño tamaño (menos de 100.000 puntos de suministro) y está muy vinculada a Catalunya. Su presidente, Oriol Xalabarder, directivo de Electra Caldense, preside la comisión de Energía y Sostenibilidad de la patronal catalana Cecot.

Trebolle, que no ha querido atender a elDiario.es, representó a ASEME en las discusiones con la CNMC sobre la nueva circular que establece la metodología para calcular los peajes de transporte y distribución de electricidad para el periodo regulatorio 2026-2031.

Un portavoz de la CNMC indica que Henar Soto “es una empleada pública de reconocido prestigio profesional, con una trayectoria de 18 años de servicio público en el regulador, que no ostenta la condición de alto cargo y que en todo momento ha cumplido con todas sus obligaciones legales y de conducta”.

Soto no tiene facultad para hacer propuestas al consejo de la CNMC. Reporta a la directora de Energía, Rocío Prieto, que este lunes comparece en la Comisión de Investigación del Congreso de los Diputados sobre el histórico apagón del 28 de abril de 2025, que ha dejado cuestionada a la CNMC por su lentitud en aprobar un procedimiento de control de tensión que tuvo años en un cajón y que, según muchos expertos, habría evitado ese colapso.

Henar Soto, añade ese portavoz de la CNMC, “es una de las cuatro subdirectoras de la Dirección de Energía” (las otras tres subdirecciones son las de Energía Eléctrica, Gas Natural y Mercados Derivados). “Dentro de la Dirección de Energía, todas las propuestas son firmadas y elevadas por decisión de la Directora al Consejo”, como establece el artículo 18 del Estatuto Orgánico de la CNMC para las Direcciones de Instrucción.

El consejo, recuerda ese portavoz, es “el órgano que resuelve todos los asuntos”. “Como subdirectora tiene las mismas causas de abstención que cualquier empleado público de la administración española”.

“Mantener la independencia”

La normativa de incompatibilidades de las autoridades y el personal al servicio del sector público, recogida en la Ley 40/2015, de 1 de octubre, de Régimen Jurídico del Sector Público, les obliga a abstenerse en cualquier asunto cuando exista “un vínculo matrimonial o situación de hecho asimilable” con “cualquiera de los interesados, con los administradores de entidades o sociedades interesadas y también con los asesores, representantes legales o mandatarios que intervengan en el procedimiento”.

Además, la CNMC tiene desde 2015 un Código de Conducta que obliga a los miembros del Consejo, Directores y empleados del organismo a “mantener la independencia de cualquier interés comercial o empresarial respecto de toda persona o entidad, absteniéndose de intervenir en asuntos en los que concurran causas que puedan afectar a la objetividad”.

La CNMC, que tiene una Dirección de Control Interno para vigilar estos asuntos, no aclara si Soto se ha inhibido en algún asunto por su relación con Trebolle, ni si ha comunicado su relación conyugal a esa dirección.

La CNMC tiene también un registro de grupos de interés con un “decálogo ético” que exhorta a las empresas y asociaciones inscritas en él (como ASEME) a no poner al personal de la CNMC “en ninguna situación que pueda generar un conflicto de intereses”.

El área que dirige Soto en la Dirección de Energía desde enero es muy relevante. Sus funciones se centran en la regulación económica del sector energético (electricidad y gas), que debe buena parte de sus ingresos a lo que dicta el BOE. En especial, para las distribuidoras, que operan en régimen de monopolio natural y cuya retribución fija la CNMC.

Esa subdirección tiene entre sus funciones principales elaborar y supervisar la regulación económico-financiera de los sectores eléctrico y gasista; diseñar y analizar los precios regulados, peajes y cargos energéticos; o participar en la definición de la retribución regulada de actividades como el transporte y la distribución eléctrica o las redes de gas. Según fuentes del sector, “ella es la que supervisa las declaraciones contables de las distribuidoras de electricidad” que se centralizan en una aplicación interna de la CNMC llamada SICSE.

Soto cubrió en enero la vacante de Ismael Bahíllo, destituido en diciembre por el pleno de la CNMC en una decisión inédita. Bahíllo llevaba 13 años en el cargo y fue fulminado por sus diferencias con la directora de Energía sobre la retribución de las redes de luz y gas. Algún medio lo definió entonces como “hombre clave del supervisor para los asuntos económicos del sector energético”.

La convocatoria para cubrir la vacante de Bahíllo exigía una antigüedad mínima de 5 años en el organismo, requisito que Soto cubría sobradamente. Ingeniera Industrial por la Universidad Pontificia de Comillas y Executive Máster en Dirección Financiera por IE Business School, hasta su nombramiento era jefa de la Unidad de Análisis Económico-Financiero en la Dirección de Energía.

Acreditaba “sólida formación y experiencia en energía, fundamentalmente con relación al análisis y regulación económico-financiera, además de experiencia en el sector privado y público; con 16 años de experiencia en el ámbito de la regulación económico-financiera, primero en la extinta Comisión Nacional de la Energía (CNE) y luego en la CNMC”, recoge la resolución que aprobó su nombramiento tras una convocatoria publicada en el BOE el pasado 30 de diciembre.

En su haber Henar Soto tenía asimismo “experiencia en el desarrollo de circulares normativas en materia retributiva, resoluciones de toma de participación en el sector energético, resoluciones en materia retributiva, informes de análisis económico-financiero, decisiones jurídicamente vinculantes, sancionadores y circulares informativas”, añadía la resolución que firmó la presidenta de la CNMC, Cani Fernández.

Soto ingresó en 2008 en la CNE como Subdirectora de Análisis Económico-Financiero. En esa etapa participó en la preparación de informes, resoluciones y análisis relacionados con la regulación de los sectores eléctrico y gasista. Con la integración de la CNE en la CNMC en 2013, pasó a ser jefa de la Unidad de Análisis Económico-Financiero en la Dirección de Energía, posición que mantuvo hasta su reciente ascenso y en la que intervino “en resoluciones, informes y circulares que han definido el funcionamiento de los mercados energéticos y las redes reguladas durante la última década”, destacaba en diciembre El Periódico de la Energía, cuando la situó como favorita para suceder a Bahíllo.

Antes de trabajar en esa asociación de distribuidoras, el marido de Soto fue director de Regulación de Magnon Green Energy, filial de biomasa de Ence (de julio a 2023 a mayo de 2024). Allí, explica Trebolle en su LinkedIn, también hacía tareas de lobby e “interlocución” con el organismo en el que trabaja su esposa. Antes, (de julio de 2022 a 2023), fue secretario general de Protermosolar, patronal de las empresas de energía termosolar.

“Ahorro” de 2.900 millones

Previamente estuvo muchos años en la pata de redes de la antigua Unión Fenosa (actual Naturgy), de la que Trebolle era mando intermedio. Salió en 2021, de forma “amistosa”, según fuentes del sector. Algunas fuentes apuntan que lo hizo con una sustanciosa indemnización. En la tercera eléctrica española y primera empresa del sector del gas en España, tenía a su cargo un equipo de más de 30 personas, con rango de subdirector, explica en su LinkedIn.

En su época en Fenosa también trabajó para la patronal europea de grandes eléctricas. “Como Chairman [presidente] en Eurelectric, representé a 2.700 compañías de distribución de Europa, logrando un impacto de ahorro para la industria de 2.900 M€ en la redacción de los Network Codes” [códigos de red], explica en su LinkedIn.

Trebolle también es profesor universitario y divulgador financiero. El año pasado fue entrevistado en Cuatro tras publicar un libro con consejos de ahorro para alcanzar la “libertad financiera”: “Tu salario no te hace rico, sino tus hábitos de ahorro y gasto”, decía.

Trebolle y Soto tienen a su nombre un considerable patrimonio inmobiliario. Comparten la propiedad de una decena de activos (viviendas, trasteros y plazas de garaje) cuyo valor de mercado superaría holgadamente los tres millones, según una estimación con inmuebles similares publicados en idealista. En poco más de un año el matrimonio ha puesto a su nombre inmuebles cuyo valor ronda el millón. Una de sus últimas adquisiciones es un dúplex frente al mar en Menorca que compraron en septiembre, según el Registro de la Propiedad.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Renfe ha calculado cuánto le puede costar la exigencia de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) de ceder sus talleres al operador privado Iryo, participado por el Estado italiano, para realizar en ellos reparaciones y mantenimiento pesado, que conllevan trabajos complejos y de varias jornadas. Un requerimiento por parte del supervisor de los mercados al que Renfe ha tenido que dar respuesta en 10 días y que la empresa estatal ha llevado ante la Audiencia Nacional, por considerar que puede suponer un golpe para el servicio público.

En concreto, asume que puede afectar al mantenimiento de rutas clave y conllevar la retirada de trenes, por ejemplo, en el Eje Atlántico, en los servicios de Avant a Valladolid y, también, en el corredor que une Barcelona y Madrid. Un golpe que puede suponer a la empresa pública 60 millones de euros anuales.

La medida de ceder sus talleres, según indican fuentes de Renfe, iría en contra de sus propias reparaciones y mantenimiento y afectaría tanto a servicios comerciales como a trenes sujetos a Obligación de Servicio Público (OSP). Por ello, cree que podría provocar un fuerte recorte diario de la oferta de trenes en varios de los principales corredores del país.

Esa exigencia de “hacer hueco” en sus talleres a los convoyes de Alta Velocidad de Iryo, supondría elevar la carga de trabajo en instalaciones de mantenimiento críticas, que en muchos casos ya están saturadas, explican las citadas fuentes.

Por ello, en contra de lo que apunta Competencia, argumentan que no se trata de “un mero ajuste administrativo”. “Supone restar capacidad industrial” a Renfe. Eso, en la práctica, obligaría al operador público español a “sacar de los talleres sus trenes” para “dar entrada a material de otros operadores”. Hay que recordar que Renfe mantiene un choque similar con Competencia, porque también obliga a la cesión de sus instalaciones a Ouigo, el operador de origen francés. 

“La consecuencia inmediata sería menos trenes disponibles cada día y, por tanto, la supresión de servicios públicos en la programación habitual”, explican desde el operador público español. “La menor capacidad de mantenimiento pesado tendría además un efecto en cadena y podría derivar en una paralización progresiva de la flota en pocas semanas”, advierten.

El motivo, que “si no se realizan a tiempo las intervenciones obligatorias al alcanzar determinados umbrales de kilometraje, los trenes deben inmovilizarse por seguridad”, argumentan. “Eso carga la operación sobre un parque cada vez más pequeño y se traduce en menos trenes en servicio día tras día”.

Y reducir el servicio tendría un coste económico, que Renfe calcula en 60 millones de euros anuales, tanto por la caída de ingresos que experimentaría como por los desajustes operativos derivados de la reducción de la oferta. 

Los corredores más afectados

Renfe, en sus estimaciones sobre el impacto de esta medida que requiere Competencia, ha calculado el impacto concreto en los corredores más afectados, por ejemplo, el que une Madrid y Barcelona, el Eje Atlántico o los Avant que unen la capital y Valladolid. En total podría afectar a casi una treintena de circulaciones diarias.

Respecto al primero, las citadas fuentes de Renfe señalan que “el impacto sería especialmente notable” en ese corredor. “La menor disponibilidad de trenes de la Serie 103”, que circulan entre Madrid y Barcelona, “podría suponer una reducción de hasta 650.000 kilómetros al año, la supresión de unas 1.100 circulaciones y la pérdida de más de 450.000 plazas ofertadas”, enumeran.

Eso, en términos operativos, conllevaría retirar “de forma estable alrededor de dos trenes al día por sentido, es decir, unas seis circulaciones menos cada jornada en uno de los ejes con mayor demanda, con un recorte cercano al 10% de la oferta diaria”.

Por otro lado, la menor disponibilidad de mantenimiento en talleres clave afectaría a corredores donde se emplean trenes de las Series 120 y 121, como en el Eje Atlántico, Huelva y Euskadi. En estos casos, la estimación de Renfe “apunta a 1,5 millones de kilómetros menos al año, más de 3.300 circulaciones suprimidas y cerca de 800.000 plazas menos”.

Es decir, en estos servicios, la reducción “equivaldría a disponer de hasta ocho trenes menos en el conjunto de los corredores donde opera esta familia, lo que afectaría a unas 16 circulaciones diarias en su conjunto”.

También se verían afectados los servicios Avant, que operan en el corredor entre Madrid y Valladolid. En él, podría conllevar la supresión de seis servicios Avant al día o a eliminar composiciones dobles en horas punta, reduciendo de inmediato la capacidad ofertada.

Las argumentaciones jurídicas

En este choque entre Renfe y el organismo presidido por Cani Fernández, el operador público argumenta desde el punto de vista jurídico que la tramitación acelerada –le ha exigido la cesión de los talleres en un plazo de 10 días, que Renfe ha recurrido– y la adopción de medidas presentadas como cautelares “estarían produciendo efectos estructurales y difíciles de revertir, al anticipar en la práctica decisiones de fondo sin una ponderación suficiente del interés general ni del impacto sobre la prestación diaria del servicio público ferroviario”.

Es decir, las exigencias de la CNMC conllevarían, según Renfe, “redefinir el marco técnico y jurídico del mantenimiento pesado” ferroviario. “Esto alteraría las reglas del sistema a través de una decisión urgente y conllevaría el riesgo de reordenar capacidades industriales críticas ya comprometidas con el servicio público, trasladando el coste a los viajeros en forma de trenes que dejan de circular cada día”, recalcan.

“En la práctica”, añaden las citadas fuentes, “el requerimiento desplazaría a la operadora pública de sus propios talleres para facilitar la entrada de otros operadores vinculados a grandes grupos empresariales extranjeros, mientras el sistema público asumiría el impacto operativo, económico y social de esa decisión”.

Además, las fuentes consultadas insisten en que “no hay alternativas técnicas reales para absorber estas actuaciones en otros talleres, a diferencia de las opciones disponibles” en otros países, como en Francia o Italia. “El resultado”, concluyen, es que “en última instancia, el coste no recaería en quienes acceden a las instalaciones, sino en los ciudadanos, mediante una merma efectiva de su movilidad y de la continuidad de servicios ferroviarios esenciales”.

La postura de Iryo

Iryo explica que ha mantenido negociaciones con Renfe durante 18 meses y que, cuando llegó la hora de firmar, Hitachi, su proveedor, firmó; y Renfe, no. Fuentes de la compañía italiana apuntan que Renfe, en su web, ofrece el servicio de sus talleres y que no se trata de una cesión, sino de un alquiler. 

También apuntan que Iryo “solo necesita el 7% de capacidad de los talleres” de Renfe, según las citadas fuentes. Argumenta que el “mantenimiento privado no se improvisa, depende del número de kilómetros de los trenes; y está calendarizado desde el momento en que empiezan a circular. ”El mantenimiento de los trenes de Iryo no puede poner en riesgo el servicio público en España, añaden. “Iryo tiene 20 trenes” de alta velocidad, “frente a los 270 de Renfe”. 

Las citadas fuentes también señalan que, si tiene que enviar a Italia sus trenes para su mantenimiento, le supondría “perder cada tren durante dos meses, que no estarían operativos, y coste cercano a los 17 millones de euros”.

Renfe se opone a las exigencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que le obligan a ceder sus talleres para el mantenimiento pesado de los trenes de alta velocidad de los dos operadores privados, el francés Ouigo y el italiano Iryo. Una disparidad de criterios que puede acabar decidiéndose en la Audiencia Nacional.

Se trata de diferencias que vienen de lejos. En el caso de Ouigo, fuentes de Renfe explican que desde el inicio de la operativa de la empresa controlada por la estatal francesa SNCF se le ha permitido el acceso a sus talleres para el mantenimiento ligero. Sin embargo, a partir de marzo de 2025, comenzó a detectar indicios de que Ouigo podría “estar realizando o pretendía realizar” intervenciones de mantenimiento pesado. Por ello, apuntan, le solicitó un “plan de mantenimiento completo, detallado y validado”. Un plan que, según las citadas fuentes, confirmó que las operaciones excedían el ámbito del mantenimiento ligero. 

Hay que recordar que la Ley del Sector Ferroviario de 2015 obliga a Renfe a permitir el acceso a sus talleres en condiciones no discriminatorias. Las citadas fuentes recalcan que esa accesibilidad solo abarca el mantenimiento ligero –como revisiones, limpieza o pequeñas reparaciones– y no el mantenimiento pesado, en profundidad, como la sustitución de componentes o grandes reparaciones técnicas, que requieren varias jornadas de trabajo y elevados recursos. 

Tras esa planificación de Ouigo, las citadas fuentes explican que Renfe ajustó la capacidad asignada, excluyendo esas intervenciones consideradas pesadas, lo que llevó a la empresa participada por el Estado francés a recurrir a la CNMC. El organismo presidido por Cani Fernández planteó que Renfe Ingeniería y Mantenimiento permitiese a Ouigo utilizar talleres como el de Fuencarral, en Madrid; o el de Can Tunis, en Barcelona, incluyendo intervenciones de complejidad.

Esta situación, según indican, “supone una carga desproporcionada, que no se exige en otros países europeos en condiciones equivalentes”, como en Alemania o Francia. En este último, los talleres de mantenimiento para labores de mayor complejidad, como los de alta velocidad, no están obligados a compartirse y cada operador tiene que buscar sus propias alternativas. Por ello, las citadas fuentes indican que las exigencias de Competencia pueden poner en riesgo el servicio público y el interés general de los viajeros, ya que Renfe presta servicios de proximidad, como Cercanías o Rodalies, así como Media Distancia, mientras que Ouigo e Iryo solo operan determinados corredores de alta velocidad. 

Las citadas fuentes critican, por ejemplo, que Competencia equipare las actuaciones en los talleres en función de su duración, ignorando el contenido técnico, lo que puede llevar a que operaciones complejas se puedan presentar como ligeras mediante su fragmentación. También, que ese tipo de reparaciones puede reducir la disponibilidad de trenes de Renfe, sobre todo, en momentos de alta demanda o elevadas incidencias.

Negociaciones con Iryo

En el caso de Iryo, la situación es ligeramente diferente. Las dos empresas mantuvieron negociaciones para que la operadora pública española asumiera el mantenimiento pesado de los trenes de este operador privado. En concreto, hubo un principio de acuerdo para que los talleres de Renfe se encargaran del mantenimiento de los bogies, pero no llegó a formalizarse el contrato. Ese principio de acuerdo se rompió en febrero –después de la tragedia de Adamuz y el accidente de Gelida– en un momento que coincidió con un aumento de las incidencias técnicas, retrasos en la llegada de nuevos trenes y un aumento de carga de trabajo y de fuerte saturación. Por ello, según las citadas fuentes, Renfe comunicó a Iryo que no podría contar con sus talleres, por la necesidad de priorizar su propia operativa.

La operadora controlada por el Estado italiano recurrió a la CNMC, que a finales de marzo falló a su favor. En concreto, Competencia requirió a Renfe Ingeniería y Mantenimiento que permitiese “el acceso la base de mantenimiento integral de La Sagra, durante el tiempo necesario para que Hitachi Rail España [la proveedora de mantenimiento de Iryo] proceda al montaje y desmontaje de los bogies en autoprestación, y para que permita el uso de las instalaciones y equipamientos necesarios, así como la realización de las maniobras necesarias, para que se desarrollen estas intervenciones”.

Las citadas fuentes defienden que Renfe no ha actuado de “mala fe”, sino que la decisión de no ceder sus talleres se debió “a causas objetivas y de operatividad” y que “La Sagra es una instalación de mantenimiento pesado con intervenciones de ciclo alto que requieren desmontajes profundos, utillaje y paradas prolongadas y que, además, la limitación no es solo espacio”, sino que también conlleva “equipos” considerados “críticos”. También señalan que Iryo puede buscar alternativas, como contar con talleres propios.

Ese choque ha derivado en que Renfe recurra la decisión de la CNMC ante la Audiencia Nacional. Su Sala de lo Contencioso-Administrativo ha denegado las medidas cautelares urgentes solicitadas por Renfe y ha abierto una pieza separada de suspensión ordinaria, que le llevará a decidir en las próximas semanas sobre las peticiones de la empresa pública española.

En el trasfondo, no es la primera vez que el organismo presidido por Cani Fernández se posiciona a favor de la liberalización ferroviaria. De hecho, en diferentes informes ha destacado los aspectos positivos que ve a este proceso, sobre todo, la bajada de precios en el caso de la alta velocidad.

En cambio, Renfe recalca que esas puertas que España ha abierto de par en par a los operadores privados –con capital público francés e italiano– contrastan con lo que están haciendo esos mismos países. De hecho, la compañía española ha tenido que aparcar su proyecto de llegar a París con la alta velocidad, ante las trabas que se está encontrando para operar sus trenes en el mercado galo.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) redujo a mínimos el importe de las sanciones que impuso en el ejercicio 2025, el que previsiblemente será el último año completo en el cargo de la actual presidenta, Cani Fernández, que acaba su mandato de seis años al frente del organismo el 16 de junio.

Los datos de la memoria anual que acaba de publicar la CNMC reflejan que el importe de las sanciones impuestas en 2025 por el denominado 'súperregulador' fue de poco más de 18 millones de euros. Esta cifra supone un drástico descenso del 96% respecto a los 444,7 millones de 2024, el año de la histórica sanción de 413,2 millones que Competencia impuso al portal de viajes online Booking por abuso de posición de dominio en España entre 2019 y 2024.

Si se exceptúan los apenas 6,6 millones en multas de 2020, que fue un año excepcional por la pandemia y porque buena parte del pleno del organismo (incluida la presidencia) estuvo en funciones, esos 18 millones de 2025 en sanciones (de todas áreas: Competencia, Energía, Telecomunicaciones...) son un mínimo anual desde que a finales de 2013 el Gobierno de Mariano Rajoy puso en marcha la CNMC al fusionar los antiguos reguladores de la Competencia, Energía, Telecomunicaciones, Transporte o sector postal.

Un modelo polémico y poco habitual en el mundo que el Gobierno trató de revertir en parte con un proyecto de ley aprobado en 2024 para intentar recuperar la extinta Comisión Nacional de la Energía (CNE) y crear un regulador especializado en esta materia. La norma está empantanada en el Congreso por falta de apoyos.

En estos seis años de mandato de Cani Fernández, se han sucedido la pandemia global, una crisis energética sin precedentes derivada de la invasión rusa de Ucrania en 2022, la irrupción de la inteligencia artificial, el histórico apagón del 28 de abril de 2025 y ahora, otra guerra en Irán, que amenaza con derivar en la peor crisis energética en décadas.

Fuentes del organismo niegan que el dato de reducción de las sanciones de 2025 indique una disminución de la actividad de la CNMC. Recuerdan que hasta 2021 (y en una tendencia que no afecta solo a España) se sucedieron expedientes únicos a cárteles en los que se sancionaba a muchas empresas (caso del famoso cártel del AVE y el de comunicaciones y señalización ferroviaria), mientras que en los últimos años se ha pasado a abusos de posición de dominio cometidos por una sola empresa. Y en esos expedientes las sanciones pueden ser menores en función de la cifra de negocios de la infractora (la referencia que se toma para poner las multas). 

Las mismas fuentes insisten en que no hay ninguna explicación concreta para ese descenso de las multas, que varían en función de las empresas expedientadas en los procedimientos. Estos, recuerdan, tienen su origen en investigaciones que pueden prolongarse años desde que los incoa la dirección correspondiente hasta que llegan al pleno para su resolución.

Según esas fuentes, es “más relevante” analizar cuántos expedientes incoa cada dirección en cada ejercicio. En la de Competencia, que históricamente ha concentrado el grueso de las multas, en 2025 se incoaron 6 expedientes sancionadores, uno más que un año antes. También se llevaron a cabo seis inspecciones, una más que en 2024.

En 2025, el importe de las sanciones del área de Competencia de la CNMC fue de solo 10,1 millones. Esta cifra, la más baja desde 2020, se va a superar con toda seguridad este año, después de que en enero pasado el organismo impusiera una sanción de 20,5 millones a varias empresas del Grupo Repsol y les prohibiera participar en contratos públicos. 

De esos 10,1 millones de multas por prácticas colusorias en 2025, la mitad correspondió al expediente a Unión Fenosa Distribución, de Naturgy, por restringir la competencia en el mercado de contadores. En este ámbito, el organismo sancionó en 2025 con 2,9 millones a varias agencias de viajes que manipularon contratos convocados por el Banco de España y la Universidad Complutense de Madrid; a una empresa de peluquería profesional y a la empresa renovable Eólica de Alfoz, a la que fijó por primera vez la prohibición de contratar, sin esperar a la intervención de otras Administraciones.

En la pata de Energía, las multas ascendieron en 2025 a 4,85 millones con 17 expedientes sancionadores resueltos, la cifra más baja desde 2020 y muy por debajo de los 17,4 millones de 2024, cuando se resolvieron 28 expedientes.

Este área es la que deberá resolver en los próximos meses la batería de expedientes sancionadores incoados en las últimas semanas en el marco de la investigación del apagón y que ha anunciado recientemente la CNMC. Por ahora son 56 expedientes, aunque previsiblemente habrá más. Las sanciones que pueden imponerse con los que se han comunicado hasta ahora ascenderían como máximo a 474 millones, aunque es prácticamente imposible que la CNMC aplique el tipo máximo en cada caso.

Confirmadas el 71% de las decisiones

Hace unos días, en la que previsiblemente habrá sido su última comparecencia en el Congreso para presentar el último informe anual del organismo, la presidenta de la CNMC desmontó con datos la “percepción” de que tras imponerse, las resoluciones de Competencia “se pierden más que se ganan” en los tribunales de justicia.

Como prueba, blandió un informe del Centro de Investigación sobre Justicia Administrativa de la Universidad Autónoma de Madrid que ha revisado cien resoluciones y actos administrativos de la CNMC objeto de revisión jurisdiccional en los últimos tres años. “El 71% fueron confirmadas expresamente; un resultado cuantitativo excepcional si se compara con el de autoridades análogas a la CNMC”, dijo Fernández.

La todavía presidenta de la comisión, que deseó a los diputados “mucho tino en la elección de mi sucesor y otros consejeros de la CNMC”, expuso en el Congreso que “queda pendiente introducir en nuestra Ley de Defensa de la Competencia la terminación transaccional como forma de finalización de expedientes sancionadores ―en concreto, de cárteles―, que permitiría una mayor eficiencia y eficacia de nuestra capacidad de sanción”. 

También pidió al Congreso “una reflexión sobre el equilibrio entre las crecientes responsabilidades y los medios de los que dispone la Comisión”. Con una plantilla de medio millar de personas para vigilar el funcionamiento de sectores clave de la economía, el papel del organismo en el apagón ha sido cuestionado por no aprobar un procedimiento de control de tensión que demoró durante años y que, según muchos expertos, habría evitado ese histórico cero nacional.

Un “vacío legal” que Fernández ha negado y sobre el que han coincidido dos bandos opuestos en la batalla post apagón, en la que hay en juego multas e indemnizaciones multimillonarias: tanto la presidenta de Red Eléctrica, Beatriz Corredor, como Endesa e Iberdrola. La todavía presidenta de la CNMC también insistió en su última comparecencia en la necesidad de habilitar legalmente al organismo para que pueda desarrollar la efectiva aplicación en España de la Ley de Servicios Digitales de la UE.

El todavía consejero delegado de Endesa, José Bogas, ha descartado este martes que la cascada de expedientes informativos abiertos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en las últimas semanas vaya a contribuir a “esclarecer las causas ni a determinar las responsabilidades” de lo ocurrido el día del apagón eléctrico, ya que analizan incidencias en el funcionamiento de las centrales de generación registradas en otras jornadas.

En el aniversario del histórico apagón del 28 de abril de 2025, y en su discurso ante la Junta General de accionista de la compañía, su última como primer ejecutivo de la eléctrica, Bogas indicó que estos procedimientos analizan y sancionarán incidencias en los dos años anteriores al día del histórico cero eléctrico, del que este mismo día se cumple un año, aunque no “evalúan la operativa” de esas instalaciones en la jornada de autos.

“Se trata, por tanto, de un ejercicio que puede resultar necesario desde el punto de vista regulatorio, pero que no contribuye a esclarecer las causas ni a determinar las responsabilidades de lo ocurrido ese día”, dijo.

De hecho, confirmó que, a pesar del rosario de expedientes que el regulador ha abierto a Endesa, junto a otras eléctricas o el propio operador del sistema, todas las centrales de generación de la eléctrica “operaron correctamente según lo previsto”.

Así, insistió en señalar al operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE) como el único culpable del 'blackout'. “Se trató de un incidente cuya causa debe situarse en las deficiencias estructurales y de planificación, previsión y reacción del operador del sistema ante las elevadas oscilaciones de tensión del sistema eléctrico”, consideró.

A este respecto, estimó que, en esa situación de elevadas oscilaciones de tensiones, confluyeron diversos factores técnicos interrelacionados, “entre ellos, una programación insuficiente de generación síncrona para garantizar la estabilidad del sistema en determinadas zonas, especialmente en el suroeste peninsular, donde la potencia síncrona acoplada resultó claramente insuficiente para absorber y estabilizar las oscilaciones de tensión se estaban produciendo”.

“La generación renovable, que ese día era la más abundante del 'mix', no podía participar activamente en el control de la tensión porque el marco operativo vigente, responsabilidad de la CNMC y 'denunciado' reiteradamente por REE, no contemplaba todavía su plena integración en los servicios dinámicos de gestión de la tensión. A ello se sumó la particularidad del sistema español que, por petición del operador del sistema, opera con niveles de tensión más elevados que el resto de Europa, lo que incrementó la vulnerabilidad del sistema ante cualquier anomalía”, destacó.

Además, subrayó que esa misma mañana del apagón los equipos de Endesa ya trasladaron a Red Eléctrica esas variaciones de tensión de “gran amplitud”, superándose en múltiples ocasiones el umbral de 420 kV, que es el considerado normal en el resto de Europa.

No obstante, Bogas trasladó un “mensaje de tranquilidad” y consideró que “no es probable que un episodio” como el apagón “vuelva a repetirse”, ya que, desde entonces, el sistema opera con “una mayor presencia de tecnologías síncronas, lo que refuerza la estabilidad y la seguridad del suministro”.

Aún así, aseguró que el control de la tensión “seguirá siendo un reto” en un sistema con una creciente penetración de las renovables, para lo que señaló que es “imprescindible” que todas las tecnologías puedan contribuir activamente a la estabilidad del sistema, incluidas las tecnologías verdes.

Igualmente, pidió avanzar, para evitar episodios como el de hace un año, con “reglas claras, coordinación institucional y diálogo permanente entre regulador, operador del sistema, administraciones y empresas”. “Desde Endesa, siempre hemos defendido que la colaboración es la mejor herramienta para garantizar un sistema eléctrico seguro, robusto y preparado para el futuro”, añadió al respecto.

Despedida “orgulloso”

En su última junta como primer ejecutivo de Endesa, Bogas se ha mostrado “orgulloso de trabajar y liderar una de las principales eléctricas del país”. El directivo, que deja las labores ejecutivas de una compañía que ha pilotado durante más de una década -con tres mandatos- en un contexto marcado por la transición energética, el impulso de las renovables y la electrificación de la economía, reconoció que a lo largo de una carrera de 44 años “dedicados” a Endesa, “los cambios más profundos” los ha vivido en estos últimos 12 años.

Bogas, que seguirá como consejero de la compañía, reconoció que desde el primer momento al frente del grupo su empeño pasó por “hacer evolucionar a Endesa desde dentro para dejar atrás el carbón y consolidarse como una empresa líder en España y Portugal”.

“No ha sido un camino fácil, pero los resultados son evidentes”, dijo, añadiendo que, en la actualidad, la eléctrica es “una de las empresas líderes de la transición energética y avanza con determinación hacia un futuro cero emisiones sostenido por el desarrollo de la energía renovable”.

Bogas ha expresado su agradecimiento “a todos los trabajadores de Endesa, así como a ”las personas que en años pasados fueron “referentes clave” en su carrera -Rodolfo Martín Villa, Manuel Pizarro, Rafael Miranda-, o al actual presidente del grupo, Juan Sánchez-Calero, y al consejero delegado de Enel, Flavio Cattaneo. Deseó “el mayor de los éxitos al nuevo consejero delegado” de la eléctrica, que deberá ser nombrado en un consejo de administración posterior a la junta y cargo para el que suena como favorito Gianni Vittorio Armani, director de Enel Grids e Innovation y que es consejero de Endesa desde 2023.

“Estoy convencido de que sabrá guiar a la compañía hacia nuevas metas y alcanzará cotas aún más altas”, aseguró, añadiendo que continuará “apoyando” a la compañía, a la que considera su “casa”, como miembro del órgano rector.

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

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

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

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

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

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

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

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

Lo mantienen todos los informes.

El del Gobierno, no.

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

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

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

Esa planta fotovoltaica pertenece a…

No he dicho que sea fotovoltaica.

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

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

¿Han vuelto a detectar oscilaciones como esa?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ese servicio ya se ha empezado a prestar.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

“Más encima”

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

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

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

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

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

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

“No hubiese sucedido”

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

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

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

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

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

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

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

Retos que “tienen solución”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La Asociación Nacional de Operadores, Infraestructuras de Telecomunicaciones y Televisiones Locales (Acutelan) ha solicitado formalmente a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que investigue a Digi por la posible utilización de “precios predatorios”. La patronal de operadores locales fundamenta su denuncia en indicios de que determinadas ofertas de banda ancha fija comprometen la competencia y la sostenibilidad del sector al no poder ser replicadas por otras empresas.

Acutelan incide que el problema afecta especialmente a las modalidades de 500 Mbps y 750 Mbps de la gama Fibra Smart, que representan el mayor peso comercial de la teleco rumana. La asociación asegura que su denuncia pretende “desplazar el foco del debate desde una idea demasiado simple —'DIGI vende muy barato'— hacia una pregunta bastante más relevante desde la óptica regulatoria: si varias ofertas decisivas de la gama 'Fibra Smart' pueden sostenerse en condiciones económicamente replicables para un operador igualmente eficiente”.

La demanda solicita al regulador que requiera a Digi información interna sobre contabilidad, costes de instalación, equipos, logística y condiciones mayoristas reales de acceso a la red. El escrito también contempla la posibilidad de adoptar medidas provisionales si se aprecia un riesgo de “daño competitivo irreversible” durante la tramitación del caso.

A su juicio, la política comercial de precios bajos de Digi podría incurrir en una “competencia predatoria encaminada a asfixiar y eliminar a cuanta competencia sea posible”.

La denuncia utiliza como base jurídica la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea sobre el abuso de posición de dominio. Según los denunciantes, los precios situados por debajo de los costes variables permiten presumir una estrategia de expulsión de rivales sin necesidad de probar una intención explícita. Los informes técnicos aportados por la asociación concluyen que incluso en escenarios conservadores varias tarifas de DIGI se sitúan por debajo de esos umbrales.

elDiario.es ha contactado con Digi, que ha negado que venda “servicios por debajo de coste”. Nuestro modelo de negocio es sostenible y rentable económicamente“, asegura la compañía.

“Al reducir la dependencia de redes de terceros y contar con más de 11.000 empleados contratados directamente para acometer casi la totalidad de las actividades operativas, la empresa logra una estructura de costes eficiente, como por ejemplo costes de despliegue de redes de fibra óptica a menos de la mitad del coste histórico de despliegue de nuestros competidores, lo que nos permite ofrecer servicios de calidad a precios competitivos”, ha expresado un portavoz.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha acordado no incoar un procedimiento sancionador y archivar las actuaciones seguidas contra Repsol, Moeve –antigua Cepsa– y BP por las denuncias presentadas por las asociaciones de operadores independientes por posibles prácticas anticompetitivas mediante descuentos conjuntos en 2022, en plena crisis energética por Ucrania, al considerar que no hay indicios de infracción.

En concreto, el regulador investigaba las denuncias presentadas por dos asociaciones del sector –AESAE (Asociación Nacional de Estaciones de Servicio Automáticas) y ACIH (Asociación de Comercializadores Independientes de Hidrocarburos)–, que acusaron a las tres grandes petroleras de haber abusado de su posición de dominio colectiva y realizado prácticas colusorias para aumentar sus cuotas de mercado en el contexto de las subidas de precios de los carburantes por la invasión rusa de Ucrania.

Las prácticas denunciadas eran, por un lado, incrementar los precios de venta mayorista a las gasolineras independientes (low cost) –las que les compran el carburante– y, por el otro, aplicar descuentos a sus clientes en la venta minorista mediante tarjetas de fidelización y pago.

Sin indicios de posición de domicio colectiva

No obstante, tras la investigación, el organismo presidido por Cani Fernández no ha hallado indicios de la existencia de intercambios de información ni concertación entre Repsol, Moeve y BP. Asimismo, considera que no hay indicios de la existencia de una posición de domino colectiva entre dichas compañías.

En lo que respecta al intercambio de información, la CNMC indicó que BP y la entonces Cepsa supieron de las políticas de descuentos que Repsol pensaba adoptar a través de los medios de comunicación e información pública. Además, añadió que ambas compañías se vieron negativamente afectadas por una pérdida de clientes, parte de ellos captados por Repsol.

Por otro lado, el regulador subrayó que Repsol tenía una capacidad de refino en 2022 muy superior a la de sus rivales y unas mayores cuotas de mercado, “no actuando junto con BP y Cepsa como una única entidad colectiva desde el punto de vista económico”.

La CNMC recordó que, en un procedimiento sancionador distinto finalizado el pasado mes de enero, sí sancionó a Repsol con 20,5 millones de euros por haber abusado de su posición de dominio en el mercado mayorista de distribución de combustibles de automoción a estaciones de servicio.

En este caso, consideró responsable a la empresa de un estrechamiento de márgenes consistente en aplicar, entre otras conductas, políticas de retención de volumen y de incremento de precios de venta del Gasóleo A (GOA) a sus rivales (gasolineras independientes) en dicho mercado, mientras que, en el mercado minorista de venta de combustibles de automoción en estaciones de servicio, realizó una campaña de descuentos en el precio del GOA a clientes profesionales que superaba las prestaciones que estaba obligada a aplicar en virtud de las medidas aprobadas en su día por el Gobierno.

Por su parte, Repsol rechazó “de forma tajante” la sanción de 20,5 millones de euros a diversas de sus filiales del área de venta de carburantes y la prohibición de participar en contratos públicos impuesta por la CNMC, al considerar que se apoyaba “en un relato parcial y descontextualizado, con errores de método y de derecho, que ignora el contexto excepcional de 2022”, marcado por la crisis tras la invasión de Ucrania por Rusia.

Además, la energética afirmó que recurriría ante la jurisdicción contencioso-administrativa la multa para hacer “valer todos estos argumentos en su impugnación”.

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.

El Gobierno y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) han acordado reforzar la supervisión de los precios energéticos y reforzar la transparencia ante la fuerte volatilidad de los últimos días por la guerra de Irán.

En un comunicado conjunto de los Ministerios de Economía y para la Transición Ecológica, ambos departamentos inciden en que los mercados energéticos españoles “evidencian la liquidez y robustez necesarias para responder con eficacia” y asegurar el suministro energético a los consumidores“.

En una reunión celebrada este martes, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, el ministro de Economía, Comercio y Empresa, Carlos Cuerpo, y la presidenta de la CNMC, Cani Fernández, han acordado intensificar la labor de vigilancia del regulador para garantizar el correcto funcionamiento de los mercados, reforzar la transparencia y velar por las buenas prácticas en la formación de precios.

Una de las principales medidas será el incremento de la frecuencia de publicación de información sobre carburantes, que pasará a ser semanal a partir de la próxima semana con el objetivo de facilitar a los consumidores un mejor acceso a los precios y márgenes en un momento de especial sensibilidad.

Según la CNMC, pese a la actual volatilidad, los mercados energéticos españoles presentan la liquidez y robustez necesarias para asegurar el suministro a los consumidores, al tiempo que el organismo continúa ejerciendo sus funciones de supervisión conforme a la Ley 3/2013, la Ley de Hidrocarburos y el Reglamento europeo Remit.

Asimismo, el texto incide en que la CNMC ha reforzado ya los flujos de información con ambos ministerios, pasando diariamente datos actualizados de los precios, mientras mantiene una coordinación estrecha con los operadores de los mercados eléctrico (OMIE) y gasista (MIBGAS).

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

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

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

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

Inversión en redes en la Península Ibérica

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

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

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

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

Otras inversiones

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

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

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

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

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

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha multado con un importe conjunto de 17.400 euros a las empresas GO4 Móvil (8.400 euros), Red Leads (5.400 euros) y Ziller Mobile (3.600 euros) por el uso indebido de la numeración para servicios de SMS.

El principal expediente afecta a GO4 Móvil, operador titular de los números 797070 y 797079, y la actuación de la CNMC arrancó a raíz de la denuncia de un particular que había recibido mensajes de publicidad desde estos números, según ha explicado el organismo en un comunicado.

La investigación previa apreció indicios de que estos números podrían haber sido cedidos a otras empresas para la prestación de servicios SMS.

Incumplimientos detectados

En esa línea, la CNMC acreditó que GO4 Móvil no figuraba como titular de los números para servicios SMS 'premium' que tenía asignados ni en los mensajes enviados ni en las páginas web vinculadas a estos servicios y, en su lugar, aparecían otras empresas, en concreto, Red Leads y Ziller Mobile, al menos entre octubre de 2024 y mayo de 2025.

“En mayo de 2024 se enviaron mensajes publicitarios desde estos números sin incluir la información obligatoria para los usuarios, como la identidad del prestador del servicio, la naturaleza del contenido, el precio o el mecanismo de confirmación, tal y como exige la normativa sobre servicios de tarificación adicional”, ha detallado la CNMC.

La entidad presidida por Cani Fernández ha apuntado que estos hechos suponen un incumplimiento de las condiciones de uso de la numeración, dado que los recursos asignados para servicios SMS 'premium' deben permanecer bajo el control del operador titular y no pueden ser cedidos ni subasignados.

Reducción de las sanciones

En este contexto, GO4 Móvil reconoció su responsabilidad y optó por el pago anticipado de la sanción, lo que permitió aplicar las reducciones previstas en la normativa y rebajar la sanción de 14.000 a 8.400 euros.

“La CNMC ha sancionado también a las otras dos empresas implicadas en la cesión y utilización de la numeración: Red Leads y Ziller Mobile, con multas de 9.000 y 6.000 euros respectivamente, que quedan reducidas hasta los 5.400 y los 3.600 euros por reconocimiento de la responsabilidad y pago anticipado”, ha subrayado la CNMC.

El regulador ha recordado la importancia de que los operadores utilicen los recursos de numeración conforme a las condiciones de atribución y asignación establecidas en la normativa vigente para garantizar la protección de los usuarios y el correcto funcionamiento de los servicios de comunicaciones electrónicas.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha multado con un total de 20,5 millones de euros a varias empresas del Grupo Repsol y les ha prohibido participar en contratos públicos, tras constatar que efectuaron una política abusiva de estrechamiento de márgenes en 2022, coincidiendo con la subida de los precios del petróleo tras el estallido de la guerra en Ucrania.

Según ha informado Competencia en una nota de prensa, el organismo ha sancionado a Repsol Comercial de Productos Petrolíferos, Solred y Campsa Estaciones de Servicio por aplicar una política comercial “de estrechamiento de márgenes abusivo”, en perjuicio de las estaciones de servicio independientes que compiten con las de Repsol.

La CNMC ha constatado que Repsol —con una posición de dominio en el suministro de combustible a estaciones de servicio— incrementó los precios de manera generalizada “aguas arriba” (es decir, en el reparto mayorista), al tiempo que aplicó un descuento adicional de 5 céntimos al aprobado por el Ejecutivo en 2022 para los clientes que repostasen gasóleo A.

Estas prácticas derivaron en un estrechamiento de márgenes -prohibido por la Ley de Defensa de la Competencia y el derecho europeo- llevada a cabo entre abril y diciembre de 2022, que coincidió con subidas en el precio de los carburantes por la invasión de Ucrania por Rusia. Estas afectaron especialmente al GOA, cuyo precio, durante seis meses de 2022, superó por primera vez al de la gasolina en España.

Ganaron cuota de mercado a costa de las low cost

La CNMC ha acreditado que varias sociedades del Grupo Repsol desplegaron una estrategia “incompatible” con su posición de dominio para ganar volumen a sus competidores —estaciones de servicio independientes o de bajo coste—, y revertir así la pérdida de ventas y de cuota de mercado que sufrían desde 2019.

Determinadas estaciones de servicio independientes redujeron “drásticamente” su volumen de ventas de combustible GOA a profesionales, mientras que Repsol incrementaba sus ventas y su cuota de mercado.

La conducta, apunta la CNMC, es “especialmente grave” porque los competidores eran estaciones de servicio de bajo coste, que contribuían a dinamizar el mercado en zonas de alta demanda, situadas en áreas fronterizas y/o corredores estratégicos de transporte por carretera.

Además de la multa de 20,5 millones, RSE, Campsa y Solred tendrán prohibido presentarse a licitaciones públicas para el suministro de combustibles para automoción 'Gasóleo A' por un periodo de seis meses. Contra la decisión de la CNMC podrá interponerse directamente recurso contencioso administrativo ante la Audiencia Nacional en el plazo de dos meses a partir del día siguiente al de su notificación, algo a lo que la compañía se acogerá.

Repsol ha rechazado “de forma tajante” la sanción a sus filiales, al considerar que se apoya “en un relato parcial y descontextualizado, con errores de método y de derecho, que ignora el contexto excepcional de 2022”, marcado por la crisis tras la invasión rusa de Ucrania. Así, ha anunciado ya que recurrirá ante la jurisdicción contencioso-administrativa para hacer “valer todo estos argumentos en su impugnación”.

En un comunicado, la energética consideró que la decisión de la CNMC no acredita ni posición de dominio, ni efecto de exclusión en el mercado y defendió que actuó “con transparencia y en beneficio de los consumidores en el peor momento de la crisis inflacionaria”. Además, asegura que es la primera vez en la historia del derecho de la competencia nacional y comunitaria que la CNMC sanciona a una compañía por aplicar descuentos, “en este caso superiores a 450 millones de euros, comunicados públicamente y supervisados por la propia Administración, para aliviar la delicada situación de familias y profesionales, todo ello en un contexto excepcional de mercado”.

A este respecto, advirtió de que “sancionar una conducta legal y supervisada por la propia CNMC desnaturaliza el sentido de la norma, limitará los descuentos futuros de las compañías en numerosos sectores y desincentivará respuestas empresariales responsables ante crisis futuras”, recordando que los descuentos minoristas “fueron exigidos” por el Real Decreto-ley 6/2022, “cuya aplicación la propia CNMC supervisó a través de su Dirección de Energía durante todo 2022”.

El grupo dirigido por Josu Jon Imaz calificó la resolución de la CNMC de “arbitraria” y denunció que el regulador “infla artificialmente la cuota de mercado, mezclando productos y clientes”, ya que, en su opinión, si se considera el segmento correcto, su cuota se situó en torno al 25% en 2022, existiendo numerosos competidores en este mercado.

“Nunca en la historia del derecho de la competencia se ha sancionado a una empresa por abuso de posición de dominio con cuotas de mercado por debajo del 30% y menos en un periodo tan corto de tiempo (9 meses) y en condiciones excepcionales”, añadió al respecto.

Por otra parte, Repsol lamentó que la CNMC esté “más preocupada por los resultados de esos competidores que por los ahorros que los descuentos supusieron para clientes y consumidores” y mostró su sorpresa por el hecho de que esta decisión se dé “en un contexto de crecimiento continuo de la cuota de mercado de los operadores de estaciones de servicio independientes, frente a la de los operadores tradicionales”.

Igualmente, consideró “sorprendente” que no haya ninguna referencia al fraude en el expediente, pese a las dos denuncias presentadas por Repsol, sin que se haya tenido noticia alguna sobre las mismas, ya que en la distribución mayorista de carburante es indiscutible el incumplimiento masivo de las obligaciones regulatorias y fiscales, así como su afectación a la competencia.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha autorizado la venta de Eléctrica del Montsec, diminuta distribuidora eléctrica ‘pirata’ de Lleida cuya intervención habían pedido en los últimos años tanto el propio súperregulador como la Generalitat de Catalunya, por los reiterados y graves incumplimientos de la normativa sectorial por parte de esta empresa.

En una resolución aprobada el pasado 11 de diciembre, la sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC ha acordado no imponer condiciones ni obligaciones específicas a la operación.

La compradora, Electra Redenergía, SL, pertenece al holding Electra Caldense, propietario también de la comercializadora Atlas Energía o de la promotora de energías limpias Delta Renovables. Con más de un año de existencia vinculada a la localidad barcelonesa de Caldes de Montbui, este año Electra se ha adjudicado la licitación para suministrar energía eléctrica a los ayuntamientos catalanes que cuentan con sistemas de autoconsumo.

elDiario.es contactó con Electra Caldense, sin obtener respuesta. Fuentes conocedoras del proceso explican que las primeras facturas de los abonados que hasta ahora tenía Eléctrica de Montsec deberían llegar este mes de enero giradas a nombre de Atlas, la comercializadora de la compradora. La primera lectura de los consumos (y aún con la mayoría de contadores analógicos, a diferencia de lo que ocurre en la práctica totalidad de España) se empezó a hacer a principios de diciembre.

La resolución de Competencia recoge que “la operación se ha articulado mediante una escritura de elevación a público de contrato privado, con fecha 14 de julio”, cuatro días después de que este diario avanzara que la Generalitat de Catalunya había solicitado al Ministerio de la Transición Ecológica la intervención de Eléctrica del Montsec, como ya planteó en 2023 la propia CNMC. 

Competencia ha autorizado la venta de esta empresa en una reunión celebrada en Barcelona y no en Madrid como suele ser habitual. La sesión la presidió el consejero de la CNMC Josep Maria Salas (propuesto por ERC), en lugar del vocal que preside la Sala de Supervisión Regulatoria, Ángel García Castillejo, vicepresidente del organismo, y que recientemente ha publicado un duro voto particular desmarcándose del nuevo marco retributivo de las distribuidoras que ha aprobado la CNMC.

En la operación, por un importe que no se ha hecho público, Competencia no aprecia riesgos para la garantía de suministro en el ámbito de la distribución, una actividad regulada. El organismo considera que la transacción “no afecta significativamente desde el punto de vista económico” a la compradora, cuya solvencia “no se estima que empeore significativamente” con la transacción, puesto que va a implicar “una deuda razonablemente baja en relación al tamaño de la empresa”. 

La posibilidad de intervenir Eléctrica del Montsec que habían planteado tanto la CNMC como la Generalitat de Catalunya, explican fuentes del sector, no estaba exenta de riesgos legales y la dejó abierta el propio ministerio en junio de este año, cuando reconoció que estudiaba “medidas adicionales para asegurar la seguridad de suministro de los consumidores finales”, después de imponer en octubre de 2024 “la sanción máxima que autoriza la normativa” (un 10% de la facturación, para una compañía que tenía una cifra de negocios exigua y que llevaba años sin presentar cuentas anuales) por los reiterados incumplimientos de la normativa por parte de esa diminuta distribuidora.

En septiembre, el Gobierno respondió por escrito al diputado de Junts Isidre Gavin que “el Gobierno tiene conocimiento de la existencia de diversas irregularidades relacionadas con la mencionada empresa, que han dado lugar a una serie de actuaciones por parte del Ministerio”, aunque no mencionaba esa posibilidad de intervenirla.

En los últimos años, y tras varios duros informes del Síndic de Greugues (defensor del Pueblo catalán), los más de 1.300 clientes de Eléctrica del Montsec en una veintena de municipios, entre ellos los de Àger, les Avellanes i Santa Linya, Camarasa y Os de Balaguer, en la comarca de La Noguera, han sufrido años de abandono y falta de inversión por parte de esta empresa: recibos inflados y por duplicado, facturas elaboradas a mano, nulo mantenimiento, riesgo de incendios en una zona de alto valor ecológica, inexistencia de servicio de atención al cliente... 

Hace unos meses el cuaderno de venta de Eléctrica del Montsec, circuló entre compañías como la británica Octopus Energy, según fuentes del sector. Finalmente se ha autorizado la venta a Electra Caldense, que tiene más de un siglo de trayectoria y está fuertemente implantada en Catalunya.

Hasta ahora el propietario de Eléctrica del Montsec era el octogenario Antonio Soler Lletjós, vinculado a una familia con un negocio de ferretería en la zona.

Soler fue acusado por la Fiscalía de una supuesta estafa agravada “deliberada” de 1,5 millones a la red eléctrica por las múltiples irregularidades que detectó la CNMC en su momento. En el juicio celebrado en febrero de 2024, el Ministerio Público pedía para él una condena de siete años de prisión, una multa de 4,5 millones para la empresa y una indemnización de 1,5 millones. Quedó en nada: la Audiencia Provincial de Lleida determinó que los hechos eran una infracción administrativa ya sancionada, y no un delito.

El Consejo de Cámaras Oficiales de Comercio de Castilla-La Mancha ha trasladado su “preocupación” ante la circular elaborada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y presentada ante el Consejo de Estado, sobre la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica.

Según han apuntado las Cámaras de Comercio, la circular podría tener consecuencias sobre la electrificación, el desarrollo industrial y la competitividad de Castilla-La Mancha, especialmente en un contexto de elevada saturación de la red eléctrica, según han apuntado en un comunicado.

En este sentido, señalan que la citada circular establece un marco retributivo que no garantiza las inversiones necesarias en las infraestructuras eléctricas, en un momento en el que la red de transporte y distribución se encuentra al límite de su capacidad.

“El modelo propuesto se aleja de las condiciones existentes en los países de nuestro entorno, lo que supone una pérdida de competitividad para la economía española y, de manera especialmente acusada, para comunidades con una elevada dispersión territorial y un fuerte peso del medio rural como Castilla-La Mancha”, señala el Consejo de Cámaras de Comercio, advirtiendo que “este enfoque penaliza a los territorios rurales, al priorizar de facto el desarrollo en zonas con alta concentración urbana o industrial, relegando a regiones como la nuestra”.

Según las Cámaras de Comercio, la saturación de los nudos eléctricos es ya una realidad generalizada en España lo que provoca que solo una parte muy limitada de las solicitudes de acceso y conexión pueda ser atendida.

“Esta situación no solo afecta a grandes proyectos industriales o energéticos, sino que está condicionando también desarrollos urbanísticos, proyectos de vivienda, iniciativas empresariales de menor tamaño y sectores emergentes, comprometiendo la creación de empleo y la fijación de población”, señalan. “La falta de una red eléctrica suficientemente dimensionada pone en riesgo la electrificación de los sectores productivos, la transición energética y la implantación de nuevas actividades estratégicas vinculadas a la innovación, la digitalización y la economía verde, ámbitos en los que Castilla-La Mancha podría encontrar un importante potencial de crecimiento”, añaden.

Desde el Consejo Regional de Cámaras de Comercio de Castilla-La Mancha se considera fundamental actuar con urgencia y responsabilidad para evitar que las limitaciones energéticas y un marco regulatorio inadecuado frenen oportunidades de desarrollo.