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

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

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

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

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

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

Inversiones y dividendo

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

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

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

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

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

Sin provisiones por el apagón

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

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

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

La tecnológica española Indra ha cerrado la compra del 89,68 % de Hispasat a la compañía Redeia por 725 millones de euros, tras cumplirse las condiciones suspensivas previstas en el acuerdo, han informado ambas compañías este martes a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), según recoge la agencia EFE.

La operación supone la toma de control por parte de Indra de Hisdesat, operador de servicios gubernamentales por satélites en las áreas de defensa, seguridad, inteligencia y asuntos exteriores.

Tras esta adquisición, Indra ha reorganizado la dirección de Indra Space, la unidad que creo Indra y que aglutina su negocio espacial, y que pasará a estar ocupada por Miguel Ángel Panduro -hasta ahora consejero delegado de Hispasat. Miguel Ángel Panduro, histórico del sector, fue fichado hace años como consejero por Escribano Mechanical & Engineering (EM&E),

Por su parte, Luis Mayo que era el director de Indra Space pasará a ser consejero delegado de Hispasat, que seguirá siendo presidida por Pedro Duque.

Además, Ana María Molina, que hasta la fecha era la directora corporativa de Hispasat, ha sido nombrada consejera delegada de Hisdesat.

Una operación condicionada al control de Hisdesat

Esta adquisición, que se anunció el pasado 31 de enero, se enmarca en el Plan Estratégico “Leading the Future” (Liderando el futuro), que tenía como objetivo consolidar a Indra como el referente de la industria satelital en España.

La operación quedó sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones suspensivas, de carácter esencialmente regulatorio, a la aprobación por la Junta General de Accionistas de Indra y a la ejecución de determinados acuerdos para que Indra consolidara contablemente Hisdesat.

Hasta ahora, el 89,68 % de Hispasat era de Restel (Red Eléctrica Sistema de Comunicaciones), compañía que es a su vez propiedad del grupo Redeia, y la SEPI era el segundo accionista, con un 7,41 %, mientras que el 2,91 % restante era del Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial CDTI.

Hispasat tiene, a su vez, un 43 % de Hisdesat; Isdefe un 30 %, Airbus Defence & Space un 15%; Indra, un 7 %; y Sener, un 5 %. Para ello, Indra se hizo con el 0,1 % de las acciones de esta compañía.

El propio presidente de Indra, Ángel Escribano, reconoció que donde verdaderamente tenía el interés era en Hisdesat y de ahí la cláusula que condicionaba esta operación a adquirir la mayoría.

Indra, en la que la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI) posee un 28 % de las acciones, ha afirmado en nota de prensa que con la integración de Hispasat y la consolidación de Hisdesat, se generan importantes sinergias para el crecimiento de las operaciones y los ingresos de Indra.

La tecnológica prevé agilizar la producción y lograr una fabricación industrializada a escala, que permita hacer frente a la creciente demanda de satélites miniaturizados, situando a la compañía a la vanguardia de la tecnología satelital del futuro.

Con esta operación, Indra se posiciona como actor decisivo en varios programas europeos como IRIS, crucial para las comunicaciones seguras en Europa, así como SpainSat NG y PAZ, entre otros, según ha dicho. 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Iberdrola emprenderá acciones legales contra la presidenta de Redeia -matriz de Red Eléctrica de España (REE)-, Beatriz Corredor, por atacar la reputación de la eléctrica en sus acusaciones sobre el apagón del pasado 28 de abril, según ha adelantado este lunes el diario 'El Mundo'.

La energética presidida por Ignacio Sánchez Galán ha iniciado ya el trámite legal previo a la presentación de una denuncia contra Corredor, después de que la exministra socialista acusase en el Senado a la compañía de gestionar mal una de sus fotovoltaicas, la de 'Núñez de Balboa' en Badajoz, convirtiéndola en el epicentro del apagón.

Fuentes jurídicas indicaron a Europa Press que Iberdrola considera que las declaraciones de Corredor representan un ataque a la reputación de la compañía. Así, pedirán a Corredor que se retracte de sus manifestaciones públicas.

El pasado 11 de septiembre, en su comparecencia en la Comisión de investigación sobre el apagón abierta por el Senado, Corredor volvió a señalar a las empresas eléctricas como las culpables del cero eléctrico por su “mala gestión”, y apuntó que una de ellas reconoció que en 2024 estuvo haciendo un “experimento” en la gestión de una planta fotovoltaica de Badajoz-, justo donde estima que se desencadenó el cero energético.

Corredor afirmó en el Senado que Red Eléctrica sabía que todo el proceso del apagón se inició a las 12.03 horas en una planta fotovoltaica de una empresa privada de Badajoz porque hay “constancia física”.

“Podemos demostrar que la oscilación extraordinaria que empezó a las 12.03, de 0,6 Hz, provino de la mala gestión y de mal control de una planta fotovoltaica de alta intensidad instalada en la provincia de Badajoz, que se comportó de forma indebida y que provocó que el sistema se sintiera mucho más vulnerable como consecuencia de esa doble oscilación”, subrayó.

La presidenta de Redeia apostilló que esa misma planta había tenido un fallo semejante “acreditado y documentado” el año anterior y que los propios responsables de esa planta dijeron que habían estado haciendo un “experimento” en cuanto a la forma de gestionar esa planta.

El pasado 20 de junio, elDiario.es avanzó que la planta que, según el informe del Gobierno sobre el apagón, tuvo “un comportamiento oscilatorio anómalo en el output de potencia activa y reactiva” a las 12.03 del pasado 28 de abril, media hora antes del apagón, fue la Núñez de Balboa. El informe “factual” de los expertos europeos sobre el apagón publicado hace unos días hace también especial hincapié en esa oscilación, aunque sin citar a la Núñez de Balboa (ni a ninguna otra instalación).

El informe final de la red europea ENTSO-E incluirá un “análisis detallado” de las “causas raíz”, del “control de tensión” realizado en la red durante ese día por los generadores, “el comportamiento de diferentes actores durante el incidente” y algunos comentarios “adicionales”. Entre ellos, sobre las causas de esa “oscilación local” que fue un fenómeno “inusual”, como señaló el experto austriaco que ha coliderado el panel, Klaus Kaschnitz.

El pasado mes de mayo, Iberdrola presentó también ante el Tribunal Supremo una acción por la que solicitaba una explicación normativa sobre la creación por el Gobierno del Comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril, que llevó al cero eléctrico a la Península Ibérica, con el objetivo de conocer su garantía jurídica.

El informe que publicó el Gobierno sobre el apagón ya apuntó a “un comportamiento oscilatorio anómalo en el output de potencia activa y reactiva” de esta central de Iberdrola. “En pocos segundos, la generación de la planta oscila con una amplitud pico-pico de en torno al 70% de la producción que tenía inmediatamente antes de la oscilación. Este comportamiento contrasta con el de otras plantas de la misma tecnología conectadas en el mismo nudo o nudos cercanos”, decía ese dictamen, que afirmaba que esa oscilación es “más propia de las tecnologías síncronas”, como la nuclear o el gas, que “modifican su factor de potencia para mantener la tensión constante”, que de una planta fotovoltaica, “que está sujeta a un factor de potencia fijo” y en la que “el valor de potencia de salida, especialmente la activa, debería ser constante”.

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

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

Según el informe que publicó justo después REE, “no se observan fluctuaciones de la potencia activa de la planta”, pero sí “en la potencia reactiva”, la que necesitan para operar las redes eléctricas. REE apuntó a un mal funcionamiento de Núñez de Balboa como explicación a ese comportamiento anómalo: “Se han analizado las condiciones de la red en el punto de conexión, potencia de cortocircuito y nivel de tensión, y ambas eran correctas, por lo que es probable que la oscilación fuese causada por un mal funcionamiento de un control interno o por una anomalía interna de la planta, que deberá aclarar el propietario de la misma”.

“Se ha revisado la otra planta que evacúa a la red de transporte a través de la misma instalación de enlace así como otras que evacúan en subestaciones próximas, y la única que oscilaba era la indicada”, decía ese informe, que pidió una “investigación de la causa de la aparición de la oscilación forzada originada en la planta fotovoltaica de la provincia de Badajoz e implementar las acciones correctivas para evitar su repetición”.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Motivos que “se desconocen”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

“Incremento excepcional”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Red Eléctrica, la empresa que forma parte de la matriz Redeia y que gestiona el suministro eléctrico en España, ha decidido romper su contrato con la asesoría que fundó Cristóbal Montoro después de la investigación que vincula a Equipo Económico y al propio exministro con maniobras ilegales para modificar leyes a favor de clientes del despacho. La empresa ha comunicado hoy al despacho que finaliza su contrato en cumplimiento de su código ético y también de su código de conducta de proveedores.

El sumario del caso Montoro refleja documentación de la Agencia Tributaria donde figuran los pagos que Red Eléctrica, entonces denominada así, realizó al despacho fundado por Cristóbal Montoro en sus diferentes fases: más de 1,3 millones de euros desde 2010 hasta 2015 a la empresa hoy conocida como 'Global Afteli' y que originalmente se llamó 'Montoro y Asociados'.

Un informe de los Mossos incluido en la causa explica que, en esos momentos, el presidente de Red Eléctrica era el hoy fallecido José Folgado, quien previamente había sido alto cargo de la administración en Hacienda, Economía e Industria además de diputado por el PP. El principal interés que tuvieron muchas empresas que contrataron a Equipo Económico fue, según la investigación, influir en la normativa sobre el impuesto especial a la electricidad.

El 20% del accionariado de Redeia está en manos de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), a su vez adscrita a Hacienda. El resto (70%) corresponde a capital flotante en Bolsa y a inversores como Pontegadea Inversiones o Blackrock. Su presidenta desde 2020 es Beatriz Corredor y su filial principal es Red Eléctrica Española, y bajo su mano está la gestión de estructuras fundamentales para el suministro eléctrico por todo el país.

El juzgado de Tarragona investiga si un grupo formado por las principales empresas del país dedicadas a la producción y distribución de gas industrial y medicinal contrataron a Equipo Económico para que usara su acceso a Montoro y su equipo y redactar normas favorables al sector. Normas sobre la regulación concreta de los impuestos especiales pero también en los Presupuestos Generales del Estado. Según el juez, Anticorrupción y los Mossos las empresas de este sector pagaron casi 800.000 euros a Equipo Económico para poder influir directamente sobre Hacienda en esta materia.

Las investigaciones y el sumario desvelan que empresas de otros sectores también contrataron al despacho fundado por Montoro en 2006, pero sin que el juez haya entendido que sus pagos son delictivos. Las empresas del sector de las renovables, por ejemplo, pagaron casi 10 millones de euros al despacho en una etapa en la que Cristóbal Montoro introdujo un balón de oxígeno de 2.200 millones de euros para el sector para paliar los efectos de las medidas de Industria.

Cuatro representantes de empresas administradas por el abogado ultracatólico Javier Cremades, fundador del bufete Cremades & Calvo, cliente de las grandes eléctricas y a su vez secretario general de la asociación de accionistas minoritarios Aemec, han copado este lunes la junta de accionistas de Redeia, dueña de Red Eléctrica, para pedir la dimisión de su presidenta no ejecutiva, la exministra socialista Beatriz Corredor, por la gestión de Red Eléctrica (REE) en el histórico apagón del pasado 28 de abril.

El apagón ha monopolizado las preguntas de los accionistas en una junta celebrada de forma exclusivamente telemática por primera vez desde la pandemia. En la asamblea más larga de los últimos años, tres horas de duración, la compañía ha tenido que adaptar sus sistemas para someter a votación un punto no comprendido en el orden del día para forzar el cese de Corredor, que ha sido rechazado por no alcanzar el número de votos necesarios. En concreto, se ha rechazado “con el 98% de los votos”, explican fuentes de Redeia.

Antes de las votaciones, cuatro representantes de empresas administradas por Cremades, miembro del Opus Dei que se encargó del polémico informe sobre los casos de pederastia en la Iglesia Católica en España, han acusado a Corredor de desinformar al mercado con “informaciones contradictorias” antes y después del apagón, negando riesgos pese a la “preocupación” por las “reiteradas ocasiones” en que, han afirmado, la empresa avisó de la necesidad de adaptar la red a la evolución del mercado eléctrico.

También han preguntado si los incumplimientos de los generadores que ha aducido Redeia como causa del apagón son “frecuentes” y “cómo es posible” que tuvieran un efecto mayor que la DANA de Valencia. Han subrayado que Aemec “no había hecho nunca” una petición de dimisión de este tipo. El bufete de Cremades ha trabajado por ejemplo para Iberdrola en una demanda por competencia desleal de ACS.

Corredor, que ha subrayado que las empresas vinculadas a Cremades han comprado acciones en las últimas semanas de cara a la junta, ha cortado la intervención de otro accionista que ha tachado a los consejeros de Redeia de “cobardes” y a Corredor, de “títere en manos del Gobierno”. La ex ministra ha finalizado la junta subrayando que la empresa “cumplió con su deber, antes, durante y después del apagón”.

Previamente, y durante su largo discurso a los accionistas, Corredor ha insistido “rotundamente” en que “no habríamos tenido apagón” si las eléctricas hubieran cumplido con sus obligaciones. Ha asegurado que las centrales de generación disponibles ese día “no resultaron confiables”. Ha negado un error de REE al programar la potencia de reserva del mercado conocido como restricciones técnicas, que “deben ser modificadas lo mínimo indispensable” respecto al mercado diario “que gestiona Omie”, el operador en el que participaneléctricas y bancos.

Hubo un “incumplimiento por parte de la generación de sus obligaciones en el control de tensión”. “La red de transporte no falló”. “No fue el problema, sino parte de la solución”, ha abundado el consejero delegado de Redeia, Roberto García Merino.

La empresa, según Corredor, “tomó las decisiones adecuadas y siempre considerando que los operadores cumplirían” la programación de los grupos convencionales. Ha defendido que se asignaron “recursos suficientes al sistema” pero “a la hora de la verdad” los grupos de generación que debían prestar ese servicio (y cobrar por ello) no cumplieron sus obligaciones.

También ha defendido que “no fue un problema de inercia” y los grupos acoplados por restricciones técnicas “fueron suficientes”; y que siguió los protocolos para amortiguar los “muy peligrosos” fenómenos oscilatorios que comenzaron en la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa de Iberdrola en Badajoz media hora antes del apagón.

En su discurso a los accionistas, Corredor ha lamentado las “acusaciones infundadas y en ocasiones muy graves” contra una empresa “que blinda un servicio público esencial desde hace cuarenta años”. Ha cargado contra el uso “malintencionado” en medios de comunicación de informes de la compañía sobre advertencias de los riesgos que entraña la creciente penetración de renovables.

Y ha dicho que “carece de fundamento” hablar de “posible conflicto de interés” entre las funciones del transportista (dueño de la red de alta tensión) y el operador del sistema que aglutina Redeia. Ha subrayado que ese es el modelo en 22 de los 27 países de la UE, que lo han adoptado “en algunos casos, precisamente, tras sufrir apagones”, caso de Italia en 2003. Ha defendido la “incontestable ventaja” que, según ha explicado, mostró este modelo en la rápida reposición del servicio tras el cero total.

Corredor ha lamentado las “dificultades” para recabar información de los agentes para su informe sobre el apagón, cuyas conclusiones se basan “en datos de fiabilidad máxima”. “Nosotros no especulamos. Nosotros analizamos y comprobamos”. Se ha felicitado de que “buena parte” de las recomendaciones y medidas de Red Eléctrica han “vertebrado” el Real Decreto-Ley recién aprobado por el Gobierno con las lecciones aprendidas del apagón.

Y ha cargado contra quienes “ponen en duda la agenda verde” para tratar de frenar el cambio climático. Ha destacado que la penetración de renovables en el mix eléctrica “sigue su evolución positiva” en 2025 tras el récord del 57% registrado en 2025.

Hasta junio de este año, las fuentes limpias han cubierto el 59% de la producción eléctrica y en mayo su cuota fue del 61,5% pese a la “operación forzada”, con más gas, con la que está operando el sistema desde el apagón para tener un colchón extra de seguridad. Corredor ha confiado en que “muy próximamente” el Ministerio para la Transición Ecológica someta a consulta pública la nueva planificación de las redes hasta 2030, que se va a traducir en nuevas inversiones récord de Redeia, como ha señalado García Merino.

La junta ha aprobado los nombramientos como nuevos miembros del consejo de administración a Arancha González Laya, ex ministra de Exteriores del primer gobierno de Pedro Sánchez, en representación de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI); y, como independientes, de la catedrática Natalia Fabra, hija del expresidente de REE y ex consejero de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) y el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), Jorge Fabra, y de Albert Castellanos, vinculado a ERC.

Red Eléctrica (REE) ha situado este miércoles el inicio del histórico apagón del pasado 28 de abril en el “mal funcionamiento” de una planta fotovoltaica en Badajoz que la empresa, de la que el Estado es el mayor accionista con el 20%, tiene “perfectamente identificada”, pero no revela por cuestiones de “confidencialidad”. Ese parque solar fue el que provocó una “oscilación forzada de frecuencia” que el informe del Gobierno presentado el martes por el Gobierno considera anómala.

En una larga rueda de prensa en la sede en Tres Cantos (Madrid) de Redeia, matriz de la empresa, para presentar su informe sobre el apagón, la presidenta de la compañía, la exministra socialista Beatriz Corredor, ha negado responsabilidad de la empresa en el apagón. Es algo que, ha dicho, tendrán que determinar “en su caso” los tribunales o la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Corredor, que ha descartado dimitir, aunque ha recordado que su cargo depende de lo que dispongan el consejo de administración de Redeia y sus accionistas, se ha preguntado si los presidentes de las eléctricas dejarían sus puestos si se determinara que alguna de estas empresas tuvo responsabilidad en el apagón.

El consejero delegado de Redeia, Roberto García, ha asegurado que “en ningún momento” REE incumplió la normativa; que la compañía “ha actuado de manera diligente” y ha confiado en que no va a tener que asumir “ningún tipo de indemnización”.

La directora general de Operación de REE, Concha Sánchez, ha situado el inicio del incidente en “las 12 de la mañana” del 28 de abril . Media hora antes del apagón la situación del sistema era “absolutamente normal”. “Nada teníamos de indicios de lo que después iba a suceder”.

Pero a las 12.03 “el sistema empezó a sufrir” una “oscilación forzada de frecuencia” que provocó “una bajada del nivel de tensión” y una fluctuación “muy importante” que se prolonga durante casi cinco minutos y requiere actuar “de forma inmediata” porque es una situación “peligrosa”: hay que cambiar la forma en la que opera la interconexión con Francia, que deja de funcionar en corriente alterna y pasa a consigna fija, “algo que se hizo de acuerdo con RTE”, su homóloga francesa.

A continuación se observa una alteración “importante” en una línea eléctrica en Badajoz y se decide reducir el intercambio con Portugal. Pero la oscilación “se vuelve a reproducir” a las 12.16. “Seguimos desconectando reactancias para mejorar el nivel de tensión en el sistema”.

Procede de una “planta fotovoltaica que denominaremos A en la provincia de Badajoz”, que está “conectada a la red de transporte”. Según Sánchez, esa oscilación “inequívocamente” se debería “a un mal funcionamiento de los controles internos” de la planta. Pero esta cuestión “lógicamente deberá ser aclarada por el propietario”.

Tras esas oscilaciones anómalas, se observa un “crecimiento anómalo” de la demanda que “en realidad es una desconexión de generación” empiezan a desconectarse 700 megavatios (MW) de pequeñas instalaciones sobre las que REE, ha asegurado, no tiene visibilidad, incluyendo plantas de autoconsumo.

A continuación el flujo de la exportación se “reduce”, siguen incrementándose las tensiones y se produce el disparo de generación en una subestación en Granada. Empiezan a sucederse desconexiones, incluyendo otra de 582 MW en Badajoz, y cuando ya se han desconectado más de 2.000 MW en la red de transporte y “un volumen considerable” en redes de distribución “ya no fue posible que el sistema mantuviera sus niveles de tensión”. Pero hasta ese momento “no podemos hablar de sobretensiones” porque, ha asegurado, estaban en los valores que fija la normativa.

Otro aspecto muy “relevante” es la “insuficiencia de recursos” para controlar la tensión, porque no hubo un “cumplimiento” de las obligaciones de control de tensión de los generadores que deben prestar este servicio. Según las simulaciones de REE, “no hubiéramos tenido apagón”. “El incidente se hubiera evitado”, ha asegurado Corredor.

Según Sánchez, “que hubiera un grupo más acoplado en el sistema no hubiera cambiado las cosas”, en referencia al informe del Gobierno que destaca que la potencia de reserva estaba en mínimos de 2025, que la víspera un ciclo combinado se declaró indisponible y REE no lo sustituyó. La empresa defiende que “a la vista de las circunstancias” y “la mejor previsión que teníamos”, se consideró que había “suficiente” capacidad de control de tensión. “Cosa distinta” es que las empresas que debían prestar ese servicio de control lo hicieran.

Corredor ha confiado en que “en breve plazo” se ponga en marcha el servicio de control de tensión que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) analiza aprobar desde hace cinco años, que REE planteó ya en 2020.

El informe del Gobierno insta a lanzar ya este servicio, que permitiría a fotovoltaica y eólica participar en el control de tensión con un menor coste para el sistema. “En nuestra mano no está aprobar los procedimientos”, ha dicho Sánchez, que ha aclarado que su efecto no sería inmediato: las primeras plantas podrían prestar ese servicio “no antes” del primer trimestre de 2026.

Se trata de un servicio que según el propio súperregulador está obsoleto y que REE propuso a la CNMC en 2021. La propia comisión de Competencia planteó cambiarlo en 2019 y en 2022, reconoció “problemas continuos de control de tensión” pero los abordó con un proyecto piloto.

REE ha presentado el informe sobre el apagón que exige al operador del sistema la normativa vigente (un procedimiento de operación de 2019) cuando se produce un incidente de “especial relevancia” como este, con un plazo máximo de 60 días y medidas a tomar para que no se repita. Se trata de un documento “complementario” al del Gobierno, ha explicado la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor.

REE ha sido señalada en el informe del Gobierno (que reparte culpas entre el operador del sistema) por una “mala planificación”, en expresión de la vicepresidenta Sara Aagesen, de la potencia reserva en el mercado conocido como de restricciones técnicas. Sánchez ha asegurado que con las centrales disponibles “había recursos suficientes” para controlar la tensión.

La presidenta de Redeia ha explicado que es “clave” tener en cuenta que el operador debe ejercer sus funciones con “transparencia, objetividad y eficiencia económica”: “al mínimo coste”, como ha subrayado la directora general de Operación de REE. La empresa “no gestiona las redes de distribución” ni las redes privadas de evacuación de generación, ni los centros de control vinculados al resto de operadores, aunque “evidentemente” hay “una coordinación en la previsión y la operación” del sistema.

La empresa ha elaborado su informe con la información disponible “hasta donde alcanza la observabilidad el operador del sistema”. El resto de operadores, ha explicado Corredor, han facilitado “información parcial”, a veces sin “la calidad deseable”, sin entregar “siempre” los datos remitidos y con las compañías “especificando su carácter de confidencial”. Por eso, como el informe del Gobierno, el contenido se va a publicar “anonimizado” y se ha presentado este miércoles en un acto “al que no estamos obligados” y “en aras al interés general”.

“No es nuestra competencia la depuración de responsabilidades”, que “corresponde a las autoridades que están investigando”, la CNMC, ENTSO-E y la Audiencia Nacional, ha dicho Corredor.

Respecto al informe del Gobierno presentado este martes, Corredor ha recalcado que REE autorizó que “todos los datos” que le afectan “se hagan públicos” y el sector privado no: “Es evidente que no todos los agentes del sector han hecho lo mismo”. Desde el 1 de mayo REE ha realizado 57 envíos de informes, algunos compuestos por decenas de documentos, al comité que investiga el apagón, de forma “adicional” a la información de la denominada “caja negra” del sistema eléctrico.

Red Eléctrica de España (REE) pidió en julio de 2021 a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) actualizar una normativa que, según ha reconocido este organismo, ha quedado “obsoleta”, para que eólica y fotovoltaica puedan regular posibles caídas de tensión eléctrica, “hacer frente a los valores extremos de tensión registrados en los últimos años” y mejorar “la estabilidad” del sistema peninsular “ante un escenario de elevada producción de energías renovables”.

La normativa se va a aprobar “en breve, probablemente en este mes, dado que el proyecto ya se sometió a audiencia publica a finales de año y se ha discutido nuevamente internamente”, explican fuentes del 'superregulador', que el pasado noviembre, cuatro años después de que REE publicara su primera propuesta, sacó a audiencia pública la actualización de varios procedimientos de operación para desarrollar un “servicio de control de tensión en el sistema eléctrico peninsular español”. El texto estuvo a consulta hasta el 17 de diciembre. Un día después se remitió al Ministerio para la Transición Ecológica “para que pudiera aportar sus comentarios”.

El histórico apagón ibérico del 28 de abril ha llevado a primer plano la cuestión de los problemas de estabilidad de la red por la alta penetración de las renovables. El Gobierno insiste en que las causas del colapso son “complejas” y llevará tiempo conocerlas y ha creado una comisión interministerial con el apoyo de la CNMC, que este lunes mantuvo su quinta reunión en la sede de Endesa.

El texto que Competencia sacó a consulta el 18 de noviembre indica que “la estabilidad del sistema eléctrico se está viendo afectada por una creciente variabilidad en tiempo real, tanto proveniente de la generación como de la demanda (autoconsumo o almacenamiento), así como de los flujos en las interconexiones internacionales”. Lo vincula con los dos componentes de la energía que fluye por las redes como resultado de la interacción entre producción y consumo: la “energía activa” que necesitan los equipos eléctricos y la “reactiva”, una especie de efecto secundario. 

Según explicó en noviembre la CNMC, “la variabilidad de la energía activa está siendo abordada con el desarrollo de la flexibilidad de las tecnologías tradicionalmente no gestionables y el intercambio de reserva entre los sistemas interconectados”. Pero “también la energía reactiva y la tensión están sufriendo problemas de variabilidad, mientras que la metodología de control de tensión basada en el seguimiento de consignas fijas, particularmente de factor de potencia, está obsoleta y resulta insuficiente para garantizar la seguridad del sistema”.

El vigente “servicio complementario de control de tensión en la red de transporte” es un procedimiento conocido como 7.4 que data de marzo de 2000, cuando eólica y fotovoltaica eran testimoniales, si bien desde el organismo subrayan que “la prestación de este servicio ya es obligatoria actualmente: para la generación convencional lo recoge el PO 7.4 vigente, y para las renovables, cogeneración y residuos la recoge el RD 413/2014. Lo que establecemos es la posibilidad de contribuir al control de tensión con capacidad adicional” con ese nuevo servicio.

Cuando propuso actualizar ese procedimiento, en noviembre de 2020, REE explicó que “el sistema eléctrico español peninsular ha ido evolucionando haciéndose cada año más variable”, con “severos problemas especialmente de sobretensión en periodos valle y llano [cuando no hay puntas de demanda]. Resulta, por tanto, imprescindible adaptar y actualizar la normativa vigente”.

REE señaló entonces que “el servicio de control de tensión aspira a ser implementado a partir de 2021”. Expuso que los proveedores de ese servicio “siguen consignas fijas que los gestores de red emiten por teléfono, correo electrónico o incluso correo ordinario. El dinamismo creciente del sistema eléctrico en lo que se refiere a una mayor flexibilidad tanto de la generación, demanda, autoconsumo y almacenamiento como de las interconexiones internacionales hace que estas metodologías de control de tensión estén obsoletas. El control de tensión futuro debe estar basado en el envío de consignas de tensión en tiempo real calculadas mediante la utilización de tecnologías más eficientes”.

REE remitió su propuesta a la CNMC en 2021 pero según fuentes de Competencia “no era una propuesta de servicio completa” basada en mecanismo de mercado como estipula la normativa europea, “que exigiría al regulador presentar evidencias de que basarla en mercado no sería económicamente eficiente”. “No teníamos datos sobre los que basar esa evidencia”.

La CNMC lanzó un proyecto piloto de generación “que pusiera a prueba el mercado, dándonos información sobre el grado de eficiencia que tendría. La propuesta de 2024 supone una evolución de la de 2021, incorporando las lecciones aprendidas con el proyecto piloto, con una propuesta mixta entre obligaciones regulatorias y mercado”, para una implementación progresiva, “según las renovables vayan invirtiendo en equipos para dar control de tensión”.

A propuesta de REE, el borrador de la CNMC preveía poner en marcha el servicio en un plazo máximo de un año después de publicarse en el BOE. En el documento se señala que el operador del sistema reclamó la puesta en marcha de este sistema por segunda vez, en marzo de 2024.

Tras dos proyectos piloto, el conocido como 'superregulador' sometió a consulta en noviembre lo que presentó como “una profunda modificación del procedimiento de operación 7.4”: un sistema de subastas zonales para “el aprovechamiento de la capacidad de reactiva de que disponen las instalaciones de generación, demanda y almacenamiento”, incluyendo a las plantas conocidas como RCR [Renovables, Cogeneración y Residuos], y “mantener las tensiones en los rangos de seguridad establecidos”.

El texto preveía que “una retribución asociada incentive la adaptación de gran parte del parque generador preexistente, especialmente del tipo RCR”. Según expuso la CNMC, “la novedad más importante de esta propuesta es la introducción de mecanismos de retribución cuando el servicio de control de tensión es prestado en su modalidad más exigente, es decir, con seguimiento de consignas en tiempo real” en el sistema peninsular español. 

La propuesta exigía “mantener la capacidad de generación o absorción de potencia reactiva fuera del rango de tensiones admisibles, lo que evitará la desconexión de las propias instalaciones, así como la de los equipos eléctricos cercanos, ante situaciones de sub/sobretensión, facilitando que el sistema pueda hacer frente a los valores extremos de tensión registrados en los últimos años”.

Consignas en “5 segundos”

El procedimiento “dispone que el envío de consignas se efectúe a través de los centros de control habilitados por el operador de sistema [REE], que reenviarán a los proveedores bajo su control las consignas recibidas” de REE en tiempo real, “con un retraso máximo de 5 segundos”. Para testarlo, la CNMC aprobó en julio de 2022 un proyecto de demostración, su primer “sandbox” (banco de pruebas regulatorio). La primera prueba piloto, entre febrero y julio de 2023, fue en Galicia y Andalucía, con 42 instalaciones de generación térmica convencional y “de nuevas instalaciones renovables, incluidas eólicas y fotovoltaicas”, y permitió “comprobar la viabilidad técnica del nuevo servicio”, si bien afloraron “fuertes impactos económicos”.

Tras sacar ese texto a consulta, la CNMC prorrogó en enero por un año otra prueba de este sistema por el lado de la demanda, con grandes consumidores, para “mantener la tensión de la red en los umbrales de seguridad” y “resolver los problemas de sobretensión”.

La CNMC fue creada por el Gobierno del PP en 2013 al fusionar los antiguos reguladores de Competencia, Energía o Telecomunicaciones con un polémico modelo prácticamente inédito en el mundo. Lleva meses en situación de interinidad: a la espera de la anunciada recuperación de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) que lleva meses tramitando el Congreso, donde comparece este martes la presidenta del 'superregulador', Cani Fernández, para dar explicaciones sobre el histórico apagón, que le pilló analizando la operación del año en España, la oferta pública de adquisición (opa) de BBVA sobre Banco Sabadell.

En una entrevista en elDiario.es publicada el pasado fin de semana, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, confió en que la CNE, que el Gobierno anunció en febrero de 2024 con la idea de que estuviera en marcha antes de 2025, eche a andar “este año”. Según Aagesen, “la transición se acelera y los tiempos requieren de un regulador independiente, 100% de expertos energéticos, capaz de acompañar en esta transformación y guiar esa regulación independiente en pro de un sector competitivo, que tenga ventajas desde el punto de vista de coste-eficiencia, pero también que acompañe en esa senda de descarbonización”.

“El sistema colapsa”

Como explica en un reciente artículo sobre el apagón el ingeniero de la Universidad de Comillas Carlos Batlle, la estabilidad del sistema eléctrico “se basa fundamentalmente” en controlar la energía activa y la reactiva. La primera “debe estar siempre equilibrada”: lo que se consume casi en cada instante debe coincidir con lo que se produce y este equilibrio lo mide la frecuencia, 50 hercios en Europa. Al tiempo, los operadores del sistema deben controlar “la misteriosa energía reactiva” y “cuando en algún punto de la red se produce un desequilibrio significativo, las tensiones (voltajes) en las redes alcanzan niveles insoportables para los equipos eléctricos que, para protegerse, se desconectan de forma automática”.

Como explica Batlle, “si en un momento el consumo en el conjunto del sistema es menor de lo previsto, la frecuencia sube por encima del umbral, indicando que es necesario reducir la generación (y al revés). Si este desequilibrio no se restituye con mucha rapidez, el sistema colapsa”. Un informe preliminar de la red de transportistas de la UE confirmó el viernes la desconexión de 2.200 megavatios antes del apagón y advirtió de dos oscilaciones de tensión y frecuencia en las redes europeas previas a la caída masiva de 15 GW que precipitó el cero nacional.

Para Batlle, “aunque resulte para algunos fascinante, y para otros necesario, sería fantástico no perder el tiempo en la carrera de buscar culpables” del apagón. “Básicamente porque ninguno lo es: ni el sol, ni la nuclear, ni Red Eléctrica, ni las compañías eléctricas, ni Francia. En todo caso sí cabrá de alguna manera explorar la parte de responsabilidad de nuestra sociedad, que da por hecho que mantener el suministro eléctrico en el contexto actual es una tarea trivial, exenta de riesgo y por supuesto mucho más barata que el precio al que se paga, por lo que, en consecuencia, cualquier fallo se debe sin duda al desinterés (o peor a intereses espurios), inacción o incompetencia de alguien”.

Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema eléctrico, advirtió al Ministerio para la Transición Ecológica meses antes del apagón del pasado 28 de abril de la necesidad de revisar los criterios de protección existentes del sistema eléctrico ante la entrada masiva de renovables.

En un documento técnico fechado en mayo de 2024, pero que fue recibido por el Ministerio el pasado 24 de enero, según fuentes ministeriales, el operador reconocía que los criterios generales de protección del sistema eléctrico peninsular español e insular y extrapeninsulares, que se rigen por unos documentos de 1996 y 2011, debían ser actualizados para abordar los criterios mínimos de equipamiento protectivo, “de cara a minimizar el alcance de las perturbaciones del sistema para garantizar la continuidad del suministro y mejorar la calidad del servicio”.

El documento añadía que otra de las causas que forzaban la revisión de estos criterios era “el cambio en el mix de generación del sistema eléctrico actual debido a la entrada masiva de fuentes de energía renovables que han ido desplazando a las plantas térmicas tradicionales”.

“Junto con las centrales de generación convencional -centrales térmicas, ciclos combinados, hidráulicas y nucleares- en el sistema eléctrico actual coexisten las nuevas fuentes de energía renovable que en su mayoría son energía solar fotovoltaica y energía eólica las cuales están basadas en dispositivos de electrónica de potencia”, señalaba el documento, adelantado por 'El Periódico de la Energía'.

Además, el operador del sistema aseguraba que “la integración masiva de generación renovable basada en electrónica de potencia ha supuesto un cambio en la distribución de la generación que tradicionalmente se conectaba directamente en la Red de Transporte”.

“Estas nuevas fuentes de energía renovable pueden evacuar tanto en la Red de Transporte como en redes de tensión inferior, lo que puede ocasionar un cambio en la criticidad de ciertos nudos que tradicionalmente eran destinados a centros de transformación y alimentación de la demanda, ya que pueden pasar a ser nudos de evacuación de grandes cantidades de generación, lo que implica un aumento en la criticidad y por tanto unos requerimientos de equipamiento del sistema de protección mayores a los requeridos anteriormente”, afirmaba.

Por otro lado, el informe valoraba que, según los estudios realizados hasta el momento, se habían identificado algunas de las implicaciones que conllevan los dispositivos basados en electrónica de potencia que “pueden derivar en un comportamiento no deseado del sistema de protección actual”.

Así, consideraba que mientras se mantuviera un nivel de generación síncrona “suficiente” no se esperaban cambios significativos, aunque advertía de que, en el futuro, en zonas donde exista una alta penetración de generación basada en electrónica de potencia, “podrían darse situaciones en las que el comportamiento de algunas de las funciones de protección actuales no fuera el esperado”.

Fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico indicaron a Europa Press que esta propuesta del operador del sistema eléctrico, que recibieron el pasado 24 de enero, estuvo sometida a consulta pública y que ha estado trabajando con ella “para incardinarla en la revisión de la normativa relativa a las redes eléctricas, que incluye la revisión de los límites de inversión con relación al PIB y otras disposiciones con vistas a maximizar los beneficios de la próxima Planificación de electricidad con horizonte 2030”.

Asimismo, afirmaron que se trata de una propuesta del Red Eléctrica para actualizar los criterios generales de protección del sistema eléctrico español, recogidos en el Procedimiento Operativo 11.1, a la vista del cambio tecnológico producido en los últimos años, con la digitalización de las redes y de otros equipos eléctricos, tal que interruptores o transformadores, así como el crecimiento de las energías renovables.

Además, señalaron que el operador del sistema indica que detecta que estos cambios pueden derivar “en el futuro” en un comportamiento no deseado del sistema de protección actual y propone varias modificaciones para minimizar su incidencia, aunque destaca que mientras se mantenga el nivel de generación síncrona - “no se esperan cambios significativos”.

Igualmente, añadieron que Red Eléctrica plantea en el documento que el horizonte de aplicación de los nuevos mecanismos de protección sea de cinco años desde la aprobación de los procedimientos, “si fuera necesario”, incidiendo en que no detecta la necesidad de aplicar las medidas a corto plazo.

La picota era el lugar donde se impartía justicia en la Edad Media, donde se exponía a los delincuentes, se azotaba a los malhechores o se mostraban los restos de los ajusticiados. Las había de madera o de piedra y, generalmente, estaban a las afueras de los pueblos como advertencia a los forasteros. Un decreto de las Cortes de Cádiz ordenó su demolición, pero como Fernando VII suprimió gran parte de su legislación, incluso en 1817 se construyó una en Rioseco de Soria. Hoy todavía algunas siguen en pie, pero la expresión “poner en la picota” ha quedado para señalar el descrédito de alguien por haber cometido algún error o falta.

El apagón que sufrió España el pasado lunes mantiene abiertas, 72 horas después, muchas preguntas sobre las causas del accidente y sobre quién o quiénes fueron los responsables de que todo el país se fuera a negro. Y las distintas investigaciones ya abiertas no parece que vayan a arrojar luz de forma inmediata porque hay millones de datos que analizar y demasiados intereses cruzados que dificultarán, seguro, llegar al fondo de la cuestión. Pasarán meses hasta conocer la verdad y determinar quién o quiénes tendrán que hacer frente a las multimillonarias indemnizaciones que empezarán a llegar. Pero si hay alguien que desde el primer momento ha estado en la picota esa ha sido la presidenta de Red Eléctrica, Beatriz Corredor. Por su clamoroso silencio durante las primeras 48 horas tras el incidente, por sus contradictorias afirmaciones en las dos entrevistas que tuvo a bien conceder cuando ya habían transcurrido tres días del apagón y se había restablecido la totalidad del servicio y porque no se puede garantizar, como hizo después de tres días, que no había riesgo de que se repitiera el incidente sin saber la causa que lo había provocado. Es una contradicción y es una temeridad. 

Aunque el Gobierno haya mostrado, con más que evidente tibieza, su respaldo a Beatriz Corredor, no hay un solo técnico que no haya señalado a la empresa privada y cotizada con un 20% de  participación del Estado. O porque pecara de optimista en la planificación eléctrica y no previera un respaldo suficiente de otras tecnologías distintas a la solar y eólica que compensaran las oscilaciones. O porque descuidara la seguridad del suministro. O porque la compañía descartara un posible sabotaje, sin que el Gobierno hubiera cerrado la puerta a este extremo. O porque, a posteriori y sin saber la causa del incidente, dijese con pasmosa locuacidad que la red no tuvo ningún fallo y que si hubo algún incidente extraordinario, no fue en la red.

El caso es que, aunque el fallo se hubiese producido en una generadora gestionada por una operadora privada, la responsable de activar los mecanismos de seguridad es en último caso Red Eléctrica. De ahí el enfado que en algunos ministerios ha provocado la rapidez con la que REDEIA se sacudió cualquier responsabilidad y de ahí también la exigencia de que entregara los datos brutos de la “caja negra” de la red de distribución para que sea examinada por técnicos ajenos a Red Eléctrica. 

Si el propio Gobierno desconfía, como es el caso, de la actuación de una presidenta que fue nombrada por Pedro Sánchez no debe sorprender que la oposición del PP, en su habitual estado de sobreexcitación haya pedido con urgencia la dimisión de Corredor. Lo verdaderamente extraño es que haya hecho del eje de su crítica la militancia socialista de la que fuera ministra de Vivienda con José Luis Rodríguez Zapatero teniendo en sus filas una larga lista de exministros y altos cargos que también han estado en nómina de Red Eléctrica y de diferentes operadoras privadas que han servido de puerta giratoria para políticos de distinto signo desde tiempo inmemorial.  Sin duda este es otro ángulo ciego a no perder de vista en la batalla que aún está por librar porque aquí en la picota, además de Corredor, estarán otros muchos. Y tampoco el de los motivos del enfrentamiento entre la hoy Vicepresidenta primera de la Comisión Europea para la Transición Limpia, Justa y Competitiva, Teresa Ribera, y el anterior presidente de REDEIA, Jordi Sevilla que llevaron a la dimisión de este último y el nombramiento sobrevenido de Corredor.

El comité de investigación del apagón del pasado lunes ha remitido este jueves “por escrito” nuevas peticiones dirigidas a los agentes del sector eléctrico para completar la reconstrucción del incidente, “pidiendo también información sobre las horas previas y las referidas al proceso de reposición”, según fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico. 

“Se ha recibido gran parte de la información solicitada inicialmente a los agentes del sistema” pero “dada la complejidad técnica para la obtención de ciertos datos hay algunos que todavía están siendo recopilados por los agentes”. 

La vicepresidenta tercera, Sara Aagesen, se ha reunido este jueves con Cani Fernández, la presidenta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que forma parte de ese comité, y se reunirá mañana con su homóloga de Portugal, María de Graça Carvalho, y con el presidente del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), Juan Carlos Lentijo.

Horas después del envío de ese nuevo requerimiento a los operadores, Red Eléctrica de España (REE), operador del sistema eléctrico, informó de que “ha completado” la entrega de todos los datos solicitados a la Comisión. Con la entrega de este material “la compañía responde a los requerimientos de las autoridades competentes con las que lleva colaborando desde el inicio del incidente”.

Según Red Eléctrica, “esta 'caja negra' --donde se registra y almacena toda la información concerniente a la operación del sistema y garantiza su trazabilidad-- supone un contingente de millones datos provenientes tanto de la actividad de la operación del sistema de ese día como del resto de sistemas informáticos de la compañía”.

El próximo sábado, el comité de análisis volverá a reunirse, esta vez en la sede de REE, cuyas dependencias ha visitado este jueves el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard. Miembros del equipo directivo de la compañía encabezados por la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, y el consejero delegado del grupo, Roberto García Merino, se han reunido con Groizard, el secretario de Estado de Telecomunicaciones, Antonio Hernando, y el director general de Política Energética y Minas, Manuel García.

Aagesen ha explicado esta tarde en su cuenta en la red social BlueSky que ha mantenido una conversación con el comisario europeo de Energía, Dan Jorgensen, “para informarle de la puesta en marcha del comité para el análisis de la crisis de electricidad. Queremos saber donde estábamos antes de que ocurriera, qué pasó durante y qué ocurrió después”.

El Gobierno ha realizado así nuevos requerimientos de información al sector para tratar de esclarecer las causas de la gravísima crisis energética del pasado lunes, sobre cuyas causas todavía no hay una explicación. Se barajan varias hipótesis, de un fallo “fortuito” a la participación de un “agente externo”.

El comité creado para esclarecer las causas del apagón fue anunciado el pasado martes por el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, para “llegar hasta el fondo de este asunto”, adoptar las “medidas necesarias” y acometer las reformas oportunas para que “no vuelva a ocurrir” una situación así, así como a “exigir las responsabilidades pertinentes a todos los operadores privados”.

Ese órgano de nueva creación, que mantuvo su primera reunión el pasado miércoles en la sede de Transición Ecológica y del que no forma parte REE (cuyo mayor accionista es el Estado con el 20%), está presidido por el departamento de Aagesen e integrado por varios ministerios, la CNMC, organismo encargado de la supervisión del sector energético, y diversos organismos públicos.

Entre sus integrantes hay militares como el vicealmirante Javier Roca Rivero, comandante del Mando Conjunto del Ciberespacio, y Javier Candau, jefe del Departamento de Ciberseguridad del Centro Criptológico Nacional, que depende del Centro Nacional de Inteligencia (CNI).

Este jueves, la asociación europea de gestores de redes Entso-E, a la que pertenecen REE o la portuguesa REN, ha anunciado la creación la puesta en marcha de un panel de expertos para investigar el apagón, tal y como recoge la legislación europea “para un incidente tan grave y excepcional”. Entso-E ha felicitado a los gestores ibéricos de redes por la “rápida y completa” reposición del servicio, con el “soporte y colaboración” de sus homólogos de Francia y Marruecos.

Luis Atienza (67 años), ministro de Agricultura con Felipe González y presidente de Red Eléctrica de España (REE) entre 2004 y 2012, no se atreve a anticipar las causas del gravísimo apagón del lunes, pero deja claro que “salvo para los conspiranoicos, no va a quedar información que no se sepa con suficiente precisión” para esclarecer qué ocurrió y saber qué ha fallado.

“Sí sabemos que cuanto mejor estemos interconectados con el sistema eléctrico europeo, que es diez veces el español, más capacidad tendremos de compensar los incidentes que se puedan producir”, apunta al teléfono.

Hace casi cuatro años hablábamos de que este era un escenario imposible. ¿Qué ha pasado?

No ha pasado por lo que mucha gente piensa que es: por un desequilibrio entre la oferta y la demanda; una excesiva dependencia de las renovables y que de repente no haya sol y falte energía. Ya veremos la concatenación de causas que han conducido a un incidente de esta gravedad. La gran ventaja en el sistema eléctrico es que todo queda registrado. Es trazable, rastreable. Toda la secuencia de comportamientos de cada una de las instalaciones, en fracciones de segundo, permite identificar el origen del primer incidente, qué ha fallado o cómo se han comportado el resto de mecanismos o automatismos que tenían que aislarlo compensarlo. Todavía no me atrevo a decirlo pero se sabrá.

El sistema eléctrico tiene más registros que la caja negra de los aviones. Con la información sobre esos registros se va a poder conocer mejor las causas y evolución del incidente que en un accidente aéreo. Y, salvo para los conspiranoicos, no va a quedar información que no se sepa con suficiente precisión. Entre otras cosas porque es necesario saberlo muy bien. Y necesitan saberlo todos los actores, los nacionales y de otros países, en el sistema interconectado europeo, para extraer sus propias enseñanzas y conclusiones sobre cómo hacer el sistema más resiliente.

Se está hablando de un exceso de renovables. ¿Cree que puede ir por ahí?

En teoría eso no provoca en sí mismo un incidente que produce una alteración de la frecuencia y desestabiliza el sistema, en este caso por una súbita pérdida de generación. Parece que la frecuencia se cayó. Lo que se tiene que investigar son las razones que lo producen. El sistema tiene una serie de automatismos para que cuando se produce una pérdida de generación pueda 'chupar' la energía que le falta de otros países, en un sistema europeo interconectado. Hubo una pérdida de generación en España, se tiende a importar del sistema europeo en una cuantía muy fuerte, las interconexiones se sobrecargan y se disparan y el sistema ibérico se desconecta del europeo. Esa es una posible secuencia. 

Pero el sistema tiene otros mecanismos para recuperar la estabilidad: los deslastres de subfrecuencia, que son apagones parciales en algunas zonas cuando se pierde mucha generación para evitar un colapso. Eso no se produjo o no dio tiempo a actuar y el sistema colapsó, con una caída de frecuencia muy alta y una desconexión adicional de generación. Pero todo se sabrá. No conocemos el origen ni la secuencia exacta de los fallos encadenados que han conducido a un incidente grave. Sí sabemos que cuanto mejor estemos interconectados con el sistema eléctrico europeo, que es diez veces el español, más capacidad tendremos de compensar los incidentes que se puedan producir. Como estamos en la periferia de Europa y poco interconectados, tenemos un sistema con menos capacidad para ser amortiguado por el resto del sistema europeo. 

Otra conclusión será por qué no han funcionado suficientemente bien esos deslastres. Quizá ante esa caída de frecuencia haya generación que se haya desconectado para protegerse y haya agravado el problema. De todo eso al final se extraerán conclusiones técnicas y recomendaciones sobre cómo hacer el sistema más resiliente para soportar incidentes que se van a producir siempre.

El sistema eléctrico funciona muy bien, con mucha granularidad y muy poca inestabilidad, porque está muy bien gestionado, tecnológicamente muy bien dotado. Es muy robusto. Esto nos ha demostrado que había debilidades y que habrá que corregirlas, aunque todavía no sepamos el origen inicial. Puede haber sido un incidente o un sabotaje. Es especular.

Cuanto mejor estemos interconectados con el sistema eléctrico europeo, que es diez veces el español, más capacidad tendremos de compensar los incidentes que se puedan producir

REE ha descartado un ciberataque en su red, pero el presidente del Gobierno ha dejado abiertas todas las posibilidades. ¿Puede haber ocurrido en otras partes de la cadena?

Todavía es muy pronto. ¿Por qué cuando el sistema está funcionando con normalidad se produce una pérdida instantánea de generación? Algún tipo de avería o intervención se ha producido. Es lo que tiene que identificarse, qué es lo que ha fallado o qué error se ha producido.

¿Pueden los precios negativos en el mercado mayorista tener algo que ver? ¿Algún agente retirando ofertas por no vender a pérdidas?

En ese momento estábamos exportando energía en niveles muy altos, 3.000-4.000 megavatios por las tres fronteras, a Francia, Portugal y Marruecos. Teníamos generación más que suficiente. Los precios van por otra vía.

En sus años en REE no se vio en una de estas. ¿Pero se encontraron en riesgo de una situación parecida?

Sí a nivel de islas, en las que es más fácil una desestabilización porque son sistemas pequeños y cerrados y vulnerables ante cualquier incidente, una avería en una central o una línea eléctrica. En Canarias apagones totales en una isla se han vivido. Y en las ciudades autónomas es más fácil que se produzcan. A nivel nacional no se había producido, pero no significa que no se hubiera pensado que no iba a ocurrir. Todos los años hacíamos simulacros que ahora también se hacen sobre reposición de apagones. Participaban las generadoras, distribuidoras y REE. Es un ejercicio muy complicado. Si uno analiza lo que tardaron en el apagón de Nueva York de 2003, reponer el servicio llevó mucho más tiempo que ayer. Y en el de Italia de ese año, también. La reposición ha funcionado impecablemente para la dificultad que tiene un proceso en el que tienes que ir acoplando generación y demanda exactamente en las mismas cantidades para mantener el equilibrio. Algunas centrales no pueden arrancar desde cero porque necesitan energía para sus servicios auxiliares, bombas, etc. Es un proceso muy delicado y con muchos riesgos. Por eso hay que hacerlo tan lentamente. Se ha hecho en los plazos más cortos de cualquier escenario internacional comparable.

La reposición ha funcionado impecablemente; es un proceso muy delicado y con muchos riesgos y se ha hecho en los plazos más cortos de cualquier escenario internacional comparable

¿Cuál fue el incidente más grave que vivió como presidente de REE?

Un apagón que afectó a unos 15-20 millones de personas en Europa, con cientos de miles de afectados en España, por la desconexión de un cable en el norte de Alemania para la botadura de un barco. Es un ejemplo de la delicadeza y sensibilidad de la interconectividad del sistema europeo. Provocó una sobrecarga de otras líneas de norte a sur de Alemania que fueron disparando por sobrecarga. El sistema eléctrico se partió en tres. Unos trozos tenían más generación que demanda y otros al contrario. Nosotros, en la otra punta de Europa, teníamos más demanda que generación.

En aquel momento funcionaron bien los deslastres de subfrecuencia y se produjeron apagones parciales en toda Europa, y también en España en algunos barrios y ciudades, para que el sistema recuperara el equilibrio sin un apagón general. El centro de Europa es una zona muy interconectada, con un sistema muy robusto que fue capaz de aguantar ese desequilibrio sin colapsar. En nuestro caso, como estamos en la periferia de Europa y muy poco interconectados, ante un desequilibrio muy grave nuestro sistema es más vulnerable que si estuviéramos en Bélgica, Francia o Centroeuropa.

Como ya dejé REE hace trece años lo puedo decir, creo que tenemos uno de los mejores operadores eléctricos de Europa, extraordinariamente bien capacitado y muy bien entrenado porque al estar más aislado, nuestro sistema tiene que espabilar más, estar más listo y mejor preparado para gestionar los incidentes. Bueno, esta vez les ha pillado. Mala suerte y ya veremos cuáles han sido las causas y las enseñanzas que extraemos.

Una consecuencia de esto es que se va a exacerbar aún más el debate ideológico entre renovables y nuclear.

Quizá. Bien está. Lo que yo espero es que el análisis técnico esté por encima del debate ideológico. Seguramente una de las conclusiones tendrá que ser que el sistema tendrá que ser más resiliente ante perturbaciones, con más capacidad de reacción e inercia, más fortaleza. La inercia es un elemento muy relevante en el sistema eléctrico. Y se consigue estando muy bien interconectado con el resto de Europa, con muchas turbinas hidroeléctricas disponibles o con centrales síncronas, con masas rodantes muy grandes, térmicas convencionales o nucleares. Eso se tendrá que analizar.

Pero a mí me parecería muy oportunista en estos momentos anticipar ideológicamente un debate que va a requerir un análisis técnico muy profundo y preciso. Es posible que salga la conclusión de que tenemos que tener asegurados unos niveles de inercia por distintas vías, o que toda la generación es capaz de soportar sin desconectarse variaciones de frecuencia de cierta intensidad. Ya veremos lo que sale en las conclusiones técnicas de ese debate. Anticipar conclusiones con carácter ideológico es un poco precipitado. Lo que espero y deseo es que no haya sido un sabotaje, pero ya lo veremos.

Lo que parecía imposible ocurrió. Millones de usuarios españoles y portugueses se han quedado sin luz este lunes en toda la Península Ibérica a partir de las 12.32, hora española. Transportes colapsados, caos circulatorio, telecomunicaciones caídas, protocolos de emergencia activados en hospitales, acopio de víveres en supermercados. Nerviosismo en las calles y en los hogares, con España sacudida por el mayor apagón de su historia reciente, cuyas causas están aún por esclarecer.

Este insólito episodio, provocado por una “oscilación muy fuerte en los flujos de potencia de las redes”, según explicó en una comparecencia el director de Servicios a la Operación de Red Eléctrica de España (REE), Eduardo Prieto, se ha debido a “una pérdida de generación muy importante” que ha provocado la desconexión del sistema eléctrico ibérico con Francia ante la “ausencia de tensión total”. En concreto, el Gobierno lo achaca a la “súbita desaparición” del 60% de la energía que se estaba produciendo, 15 gigavatios, durante un lapso de apenas cinco segundos.

El sistema que comparten España y Portugal, prácticamente una isla energética respecto al resto de Europa, ha “colapsado llevando a una situación de ausencia de tensión”, indicó Prieto, que no quiso entrar en las causas: “Nuestra principal prioridad es reponer el suministro” y “habrá tiempo para analizar con todo detalle”, ha indicado.

Este proceso de cero absoluto, como se le denomina en el sector, y consiguiente colapso del sistema eléctrico en todos los nudos de la red, “absolutamente excepcional y extraordinario”, en palabras del directivo de REE, impide recuperar el suministro de un momento para otro. Los niveles de tensión deben restablecerse de manera paulatina, manteniendo siempre el necesario equilibrio constante entre oferta y demanda, mediante unos planes de reposición previamente definidos por REE, la dueña de la red de alta tensión y operador del sistema, con el resto de agentes del sector, y apoyándose en las interconexiones y en las centrales de gas (ciclos combinados) e hidroeléctricas.

Recuperación gradual

Esto explica que las primeras zonas en recuperar de manera gradual el suministro eléctrico en esta caótica jornada fueran algunas áreas del sur de España y de Catalunya, las más cercanas a los sistemas eléctricos de Francia y Marruecos, gracias a las interconexiones con esos países. También se pudo ir restableciendo el servicio de forma más rápida en las regiones que tienen un parque potente de generación.

A media tarde del lunes se había recuperado el servicio de manera gradual en algunos puntos de Catalunya, Aragón, País Vasco, Asturias, Navarra, Castilla y León y Andalucía y, más tarde, en algunas zonas de Madrid. Esta región es conocida por ser un sumidero energético que depende de la electricidad que produce el resto de España.

Como explicó REE, la recuperación paulatina por el norte y el sur peninsular en primera instancia ha sido “clave para atender progresivamente el suministro”. “Es un proceso que conlleva la energización paulatina de la red de transporte a medida que los grupos de generación se acoplen”.

Pasadas las 21.00 horas había 9.200 megavatios (MW) repuestos, un 35,1% de la demanda prevista a esta hora, según REE. “En las próximas horas está previsto que este proceso pueda continuar”, propagando tensión en diversas zonas a medida que haya generación disponible para “recuperar a normalidad en todo el territorio”, indicó el directivo.

La pérdida de suministro eléctrico exterior obligó a la parada total de las centrales nucleares, declaradas en situación de prealerta de emergencia por el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN). A media tarde del lunes las de Almaraz (Cáceres) y Cofrentes (Valencia) ya lo habían recuperado. 

“Este apagón tendrá importantes repercusiones en las políticas energéticas de la Unión Europea. Si bien el sistema ibérico ha demostrado su capacidad de recuperación, el incidente refuerza la necesidad de acelerar las inversiones en interconexiones eléctricas entre países miembros y en sistemas de almacenamiento energético que puedan proporcionar respaldo en situaciones de emergencia”, apunta en un texto publicado en The Conversation la catedrática de Historia e Instituciones Económicas Mar Rubio.

Las causas de esta situación extraordinaria se esclarecerán en los próximos días y pueden ir de una caída de la generación renovable a un ciberataque, un accidente fortuito o un problema de sobrecarga en las redes.

El presidente de la Junta de Andalucía, Juan Manuel Moreno Bonilla, apuntaba en las primeras horas de esta crisis sin precedentes en España a un ataque informático como posible origen. Pero desde Bruselas la comisaria y ex ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, decía no tener datos para poder hablar de un boicot o un ciberataque. No se descarta “ninguna hipótesis”, decía horas después el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, que en una declaración institucional a media tarde afirmó que no había todavía “información concluyente sobre los motivos”. Ya cerca de las 23.00 horas insistía Sánchez en que no se descarta ninguna posible causa.

Este cero absoluto, un escenario que la presidenta de Red Eléctrica (REE), Beatriz Corredor, había descartado en varias ocasiones, se produjo cuando poco después de las 12.30 el consumo instantáneo rondaba los 25.184 megavatios (MW). La demanda se desplomaba en picado hasta los 12.425 MW, frente a una demanda prevista de cerca de 27.000 MW.

Tras esa virulenta oscilación se desconectó en cascada el sistema eléctrico peninsular, en un episodio que también tuvo un reflejo puntual en algunas zonas del sur de Francia. El primer ministro luso, Luís Montenegro, apuntó a España como origen del problema.

Con el excepcional incidente de este lunes se ha materializado el gran apagón que Corredor descartaba, por ejemplo, en noviembre de 2021: “No tenemos ningún indicio objetivo que nos alerte de un problema grave de suministro”, decía la ex ministra hace poco más de tres años.

Entonces, meses antes de la invasión rusa de Ucrania, y con la crisis energética en Europa ya en marcha, Corredor subrayaba que España tiene “uno de los sistemas eléctricos más seguros y evolucionados del mundo”. No estaba sola. Entonces, media docena de expertos del sector eléctrico calificaban la hipótesis del gran apagón de “imposible”.

Entre ellos, el expresidente de REE Jorge Fabra, que este lunes confesaba en RNE que un cero nacional es una situación “de muy complicada gestión”. “Esto es lo más grave que yo he visto”, decía el también ex consejero del CSN y la Comisión Nacional de la Energía (CNE).

El apagón masivo y la declaración de crisis de electricidad llevó al Gobierno español a dar traslado de la situación a la Comisión Europea mediante la Representación Permanente y el Electricity Coordination Group, así como directamente a los Estados miembros vecinos y a la red europea de Gestores de Redes.

La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, y la Dirección General de Política Energética y Minas se desplazaron tras el apagón al CECOEL (Centro de Control de Electricidad) de Red Eléctrica, durante la coordinación de las actuaciones para recuperar el suministro. Posteriormente la vicepresidenta participó en las reuniones del Consejo de Seguridad Nacional y la Dirección General de Coordinación y Planificación Energética se reunió en el CECOR (Centro de Coordinación) del Ministerio del Interior.

A las 20.35, estaban reestablecidas 350 subestaciones de 680 (51%). El 35,1% de demanda energética estaba “atendida” (9.146 MW), según explicó Aagesen en su cuenta de la red social Bluesky.  A las 22.00 horas, el 43,28% de demanda energética estaba atendida (11.899 MW) y se habían reestablecido 421 subestaciones de 680 (62%, según Transición Ecológica). A esa hora, un 68% de los clientes de Iberdrola habían recuperado el suministro energético. 

En el caso de Endesa, la eléctrica con la mayor red de distribución en España, a las 19:15 horas, se había recuperado el suministro de cerca de 3,5 millones de clientes, más de un tercio de los gestionados por su filial, e-distribución en Aragón, Cataluña, Andalucía y parte de Extremadura, sus zonas de distribución.

Por su parte, Naturgy indicó que “se encuentra en permanente contacto y colaboración con las autoridades que gestionan la crisis para coordinar la respuesta a esta situación”. “Todas las instalaciones críticas de la compañía han aplicado los planes de contingencia correspondientes para garantizar la seguridad de equipos y personas”.

La presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, ha asegurado este martes que hay “un cambio en la tendencia” en la demanda eléctrica tras años de caídas, después del incremento del 1,4% registrado en 2024, corregido del efecto calendario y de las temperaturas. 

Durante la presentación del informe anual del sistema eléctrico español en la sede del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, la exministra socialista se ha felicitado de que “tanto en la industria como en los servicios como en otros sectores agregados crece la demanda”.

Sin embargo, el consumo, 249 gigavatios (GW) en 2024, sigue lejos de los niveles prepandemia (en 2018 fueron 268 GW) y cerca de mínimos de los últimos 20 años. Su despegue, apoyado en la electrificación de la economía y nuevos usos para la industria o los centros de datos, es clave para permitir seguir integrando renovables y garantizar su rentabilidad. En febrero, la demanda eléctrica registró un nuevo descenso del 3,4% respecto al mismo mes del año anterior, una vez descontados los efectos de temperatura y laboralidad.

Corredor ha celebrado que en 2024 las renovables alcanzaron “cifras récord en un momento complicado”, con 7,3 GW incorporados al sistema, “tantas como las siete centrales nucleares que tenemos en España”. Y en el 40 aniversario de la creación de Red Eléctrica, se ha felicitado de que España cuente con “el mejor sistema eléctrico del mundo gracias a que tenemos el mejor operador” y el que “mejor integra renovables” gracias a un centro de control pionero.

En 2024, el 66% de la potencia era ya renovable, con España como segundo país en el ranking de la UE, solo por detrás de Alemania, con un crecimiento de la producción con energías limpias del 10,3% en un año, hasta un nuevo récord del 56,8% en el mix, cuando en 1985 eran apenas el 25%.

España encadena ya tres años consecutivos exportando electricidad, con más de 10 TWh de saldo favorable en 2024 y 41 meses consecutivos de saldo favorable.

Corredor ha recordado que el año pasado los denominados vertidos (la energía renovable que se desperdicia por no tener cabida en el sistema eléctrico) fueron de solo el 1,6%, pese a la escasa interconexión con la UE, por debajo del 3% “cuando desde hace cinco años debería ser del 10%”. España es “más isla que Irlanda”, donde los vertidos rondan el 4-5%. En Reino Unido están entre el 5% y el 10%, ha subrayado. 

Corredor ha reclamado que se instale más almacenamiento “para tener un sistema equilibrado” y que se “acompase” a lo que prevé el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Por ahora hay 8 GW ya funcionando y, según la presidenta de Redeia, estamos “muy bien encaminados” para cumplir los 22,5 GW que se prevén para 2030. Es necesario “que se despliegue de una forma importante”, ha señalado Concha Sánchez, directora general de Operación de Red Eléctrica.

La presidenta de Redeia ha señalado que para este año “hay muchas incertidumbres”, con la planificación eléctrica cuyo borrador ultima Transición Ecológica, “determinante” para alcanzar los objetivos PNIEC, y el nuevo periodo regulatorio que debe fijar el regulador (en la actualidad, la CNMC). 

Durante el acto de presentación del informe, Miguel Duvisón, ex director general de Operación de REE, ha recordado que hace 40 años el sistema eléctrico estaba fragmentado y era “débil”, y se decidió crear REE por decreto con “visión de país” para operar el sistema buscando “el bien común” y respetando los derechos de las compañías existentes.

La presidenta de Redeia, la exministra socialista Beatriz Corredor, ha replicado este miércoles a la presidenta de la Comunidad de Madrid ante el cierre de la central nuclear de Almaraz, previsto para 2027, al asegurar que “no hay ningún riesgo para el suministro de Madrid” y añadir que “a día de hoy, evidentemente no” hay riesgo para el suministro por el cierre progresivo de los reactores.

En rueda de prensa para presentar los resultados anuales de Redeia, dueña de Red Eléctrica de España (REE), Corredor ha recordado que, cuando se concrete la solicitud de cierre de Almaraz, REE emitirá el informe correspondiente para garantizar que no se pone en riesgo ese suministro. “Las circunstancias obviamente cada año cambian” y “cada mes hay nueva potencia instalada”, ha señalado Corredor, que ha dicho que el ministerio no le ha pedido todavía ese informe.

“Se ha ido cerrando la generacion con carbón y tampoco ha pasado nada”, ha afirmado Corredor, que ha recordado que “la Comunidad de Madrid es tradicionalmente muy intensiva en consumo energético pero nada intensiva en producción”.

Redeia ganó 368,4 millones de euros en 2024, un 46,6% menos, por la finalización de la vida útil regulatoria de sus activos anteriores a 1998, con un impacto anual en ingresos de unos 260 millones, y las minusvalías de 137 millones registradas por la venta de Hispasat a Indra, acordada el pasado 31 de enero.

La empresa destaca que sin el efecto de la venta de Hispasat, el beneficio habría superado los 500 millones, en línea con lo previsto por la compañía. 

Corredor ha calificado 2024 como “punto de inflexión” para “relanzar a la compañía”, en el que han hecho a una caída de un tercio de los ingresos regulados por un cambio regulatorio para los activos anteriores a 1998.

El consejero delegado de Redeia, Roberto García Merino, ha confiado en cerrar antes de que acabe el año la venta de Hispasat, “una buena operación” para las tres compañías involucradas que, según Corredor, “nos devuelve a nuestro ADN, que es gestionar de forma neutral infraestructuras esenciales”. Además, “fortalece nuestro balance”, al dejar de consolidar la deuda del operador de satélites.

El grupo destaca el esfuerzo inversor “sin precedentes en la historia de la compañía”, con 1.104 millones en 2024, un 34% más con el respecto al anterior récord de 877 millones de 2023, para la red de transporte y la operación del sistema eléctrico “para acelerar la transición energética”. 

Gran parte de este volumen –976,3 millones- se ha dedicado al desarrollo y refuerzo de la red de transporte a través de la construcción de nuevas líneas, subestaciones y renovación de activos en todo el territorio español. “Esto ha permitido a Red Eléctrica consolidar el buen ritmo en la ejecución de la Planificación”.

El grupo destaca que las obras del enlace que unirá España y Francia a través del Golfo de Bizkaia, a las que se destinaron 167 millones, “avanzan en línea con lo previsto tras recibir en 2024 las autorizaciones necesarias”. También la nueva interconexión con Portugal por el norte (Galicia), que puso en servicio el pasado año la subestación de Beariz y a inicio de este 2025 la de Fontefría. 

El enlace Península – Ceuta “afronta un año decisivo y avanza en la obra civil en ambos lados del estrecho”. “En Canarias, se progresa en el enlace La Gomera – Tenerife que ya ha puesto en servicio la subestación de Chío”.

También se han alcanzado “numerosos hitos en la red de transporte peninsular con actuaciones en todas las CCAA que atienden nuevas demandas industriales, tecnológicas, de los puertos o la alimentación a ejes ferroviarios. En Canarias, continúa la construcción de la central de bombeo reversible de Salto de Chira que avanza a buen ritmo y adelantándose a la planificación”.

Corredor ha confiado en que la nueva Planificación 2025-2030 de las redes de transporte va a contener un montante “superior” al de la actual. Va a ser “distinta” porque, de las peticiones de conexión a la red, hay que incorporar “masivamente una demanda absolutamente ingente”, el 41% del total, que “suponen 100 gigavatios”, que ha recordado duplican la punta actual de demanda.

Esas peticiones proceden de peticiones de conexión de la industria, servicios asociados como puertos, ferrocarriles, hidrógeno y centros de datos. Estos últimos, ha subrayado, tienen una demanda constante, todos los días del año, y “la garantía del suministro es irrenunciable”.

Corredor ha destacado que España encadena ya 40 meses consecutivos como exportador neto de electricidad. Ha puesto en valor que España ha registrado en 2024 solo un 1,61% de vertidos (energía renovable que se desperdicia), cifra más baja que en 2022 “pese a que el parque renovable se ha incrementado en catorce puntos”, y que contrasta con el 4-10% de Reino Unido o con Irlanda, donde llegan al 16%.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) de Redeia alcanzó en 2024 los 1.210 millones, un 12,4% menos, debido fundamentalmente a ese impacto regulatorio. La suma de la cifra de negocio y de la participación en beneficios de sociedades valoradas por el método de la participación (con actividad análoga) alcanzó los 1.647,5 millones, un 12,4% menos.

Eliminando el efecto de los activos pre-98 en ambos ejercicios, esta magnitud habría crecido un 1,7% y el el Ebitda, un 7,8%. Redeia estimaba para 2024 un Ebitda superior a 1.300 millones y unas ganancias en el entorno de esos 500 millones.

Corredor ha considerado “absolutamente necesaria” la medida, planteada por el Gobierno, de levantar el límite al 0,065% de la inversión del PIB en redes de transporte, para la que ha esperado que “pronto” haya novedades desde el Ministerio para la Transición Ecológica.

Ha considerado “muy importante” que el ministerio diera el año pasado unas inusuales (por específicas) orientaciones a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sobre cómo calcular la tasa de retribución financiera del sector del transporte y la distribución.

Este año debe culminar la retribución definitiva de las redes de transporte para 2022, 2023 y 2024 y el proceso de las circulares de la CNMC para 2022-2024, a la espera de que se ponga en marcha la Comisión Nacional de la Energía (CNE).

Para 2025, el grupo prevé alcanzar un Ebitda de 1.250 millones y un beneficio de más de 500 millones, con la deuda en 5.700 millones. Redeia, que cerró el ejercicio con una deuda financiera neta de 5.370 millones, propondrá a la próxima Junta General de accionistas el reparto de un dividendo de 0,80 euros con cargo a los resultados del ejercicio 2024.

Indra ha adquirido el 89,68% de Hispasat, el operador de telecomunicaciones de Rededia, por 725 millones de euros, según ha informado la compañía presidida por Ángel Escribano a través de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) en la noche de este viernes.

“Indra ha suscrito un acuerdo con Redeia Corporación para la adquisición del 89,68% del capital social de Hispasat, operador y proveedor de servicios por satélite, por un importe de 725 millones de euros”, señala el comunicado remitido a la CNMV.

“A dichos efectos, Indra ha asegurado la financiación por un total de 700 millones de euros, estando previsto que el resto del importe sea cubierto con cargo a caja existente. La operación está sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones suspensivas, de carácter esencialmente regulatorio, tanto en España como en otras jurisdicciones”, añade.

La operación también está sujeta a la aprobación por la junta general de accionistas de Indra, así como a la ejecución de determinados acuerdos para que Indra consolide contablemente Hisdesat, el operador de servicios gubernamentales por satélite en las áreas de defensa, seguridad, inteligencia y asuntos exteriores.

Hace apenas dos semanas el Consejo de Indra nombraba a Ángel Escribano, hasta ahora consejero delegado de Escribano Mechanical & Engineering, nuevo presidente de la compañía para sustituir a Marc Murtra tras su marcha a Telefónica.

La reunión extraordinaria del Consejo de Administración de Indra tuvo lugar el pasado domingo 19 de enero, menos de 24 horas después de la confirmación de que Marc Mutra, su presidente hasta ese fin de semana. Murtra tomó el relevo de José María Álvarez-Pallete como presidente de Telefónica, un movimiento auspiciado por el Gobierno a través de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), que ostenta un 10% de la empresa de telecomunicaciones española.

Redeia, dueña de Red Eléctrica e Hispasat, obtuvo un beneficio neto de 689,6 millones de euros en 2023, un 3,7% más y por encima de sus objetivos para el ejercicio. 

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo presidido por la exministra Beatriz Corredor creció un 1,1%, hasta 1.507,8 millones, frente a los 1.500 millones que se había marcado como objetivo, en un año en el que aspiraba a repetir las ganancias de 2022.

Las inversiones de la compañía se situaron en el entorno de los 1.000 millones, con Red Eléctrica concentrando 825 millones, un 55% más, para “hacer posible la transición energética en España”. Esta cifra “cumple ampliamente el objetivo de superar los 700 millones” de inversión que se fijó al inicio del año. “Se demuestra así que 2023 ha supuesto un punto de inflexión en cuanto a las inversiones en infraestructuras clave para posibilitar la transición energética”, según el grupo.

En rueda de prensa tras la presentación de resultados, la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, ha dicho no tener “ninguna inquietud” por la creación de la futura Comisión Nacional de la Energía (CNE), pero sí por el nuevo periodo regulatorio para las retribución de las redes que debe elaborar próximamente el regulador.

La actual, fijada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), mira “al pasado” y requiere “inventivos” porque hay que pensar en “qué necesitan las redes para el futuro”, de cara a la masiva penetración de renovables prevista para los próximos años. No ha precisado cuántas peticiones de conexión de Data Centers ha recibido en Madrid.

La presidenta de Redeia ha afirmado que las interconexiones con Francia “progresan adecuadamente”, tras la reciente autorización administrativa de construcción del Gobierno español al proyecto, que duplicará la capacidad de intercambio hasta 5.000 MW. Las otras dos conexiones transpirenaicas por Navarra y Aragón, que deberían llevar la interconexión a 8.000 MW, están “pendientes” de que Francia las incorpore a su planificación.

Según Corredor, el porcentaje de vertidos (energía renovable que no se puede aprovechar) es “ínfimo”, del 1,8%, en relación con la potencia renovable instalada. La presidenta de Redeia ha afirmado que una fusión con Enagás, también participada por el Estado, “no está sobre la mesa”.

Preguntada por si preocupa a REE la reducción de la demanda, ha indicado que la función de la empresa es garantizar el suministro, ha relacionado el descenso con la mayor eficiencia y la “masiva” incorporación del autoconsumo. No ha precisado qué previsiones de demanda maneja el operador del sistema.

La deuda financiera del grupo se situaba al cierre del año en 4.975,4 millones, con un incremento del 7,4%. En el año 2023 el coste medio de la deuda financiera del Grupo ha sido del 2,14%, frente al 1,62% del año anterior.

“La compañía mantiene una posición sólida, con una deuda diversificada en cuanto a fuentes de financiación y con un rating crediticio en A- por S&P y Fitch”, destaca el grupo, cuyo mayor accionista es el Estado a través de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI). 

Respecto al dividendo, el Consejo de Administración propondrá a la Junta General de accionistas el reparto de un dividendo de 1 euro con cargo a los resultados del ejercicio 2023. De este importe hay que detraer los 0,2727 euros por acción pagados a cuenta el pasado 5 de enero. El dividendo complementario de 0,7273 euros previsiblemente se abonará en julio.

Los ingresos de Redeia (cifra de negocio y la participación en beneficios de sociedades valoradas por el método de la participación) crecieron el pasado ejercicio un 3,1%, hasta 2.129,2 millones. La gestión y operación de infraestructuras eléctricas aportó 1.625 millones de euros, un 1,6% más. 

La compañía destaca los “buenos resultados” de la filial internacional Redinter. La actividad de transmisión eléctrica internacional aportó 135,7 millones, un 14,8% más, tras la puesta en operación comercial de Tesur 4 en Perú, la segunda fase de Redenor, que refuerza la conexión eléctrica del norte de Chile, y los nuevos activos en el perímetro en Brasil.

Por su parte, Hispasat aumentó sus ingresos un 9,1%, hasta 249,3 millones, por la contribución de Amazonas Nexus desde julio, mes en el que comenzó su actividad comercial, por valor de 22 millones, y por los ingresos procedentes de Axess Networks, adquirido en 2022 como parte del plan de inversiones del negocio satelital.

El consumo de electricidad enfila una caída del 3% en 2023, hasta su nivel más bajo en 20 años, según las nuevas previsiones de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que descarta que la demanda se recupere el próximo año. 

Este fuerte descenso se explica sobre todo por la fuerte penetración del autoconsumo, junto a otros factores como la menor demanda industrial, la mayor eficiencia o la climatología. Las previsiones de la CNMC figuran en la memoria de la propuesta de peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de 2024.

La CNMC pronostica que en 2023 la demanda eléctrica nacional, medida en barras de central (descontando los consumos propios de las centrales), será de unos 242 teravatios hora (TWh), con una caída del 3%, la mayor desde 2020, el año cero del coronavirus.

El consumo de electricidad, que alcanzó su pico en España en 2008, justo antes del reventón inmobiliario de la anterior crisis, va a situarse así este 2023 en el nivel más bajo desde 2003, de acuerdo con los datos de Red Eléctrica de España (REE). Y, según Competencia, no se va a recuperar el próximo año: para 2024, el organismo prevé otro ligero descenso del 0,1%. 

La CNMC basa sus previsiones en los datos que le han facilitado REE y las distribuidoras, y en la evolución prevista de la economía, así como el comportamiento de la demanda y de la potencia por grupo tarifario. La previsión del ‘superregulador’ para 2023 es más pesimista que la de las distribuidoras, que prevén un retroceso del 2,6%. La patronal aelec, que agrupa a empresas como Iberdrola o Endesa, no ha atendido a elDiario.es.

La previsión de la CNMC también es más pesimista que la de REE, que tampoco ha querido hacer comentarios para este asunto. El último dato oficial del operador del sistema y dueño de la red de alta tensión es hasta noviembre. En los once primeros meses de este año, la demanda nacional fue de 223.532 gigavatios hora (GWh), un 2,9% menos que en el mismo periodo de 2022. El descenso fue del 2,5% una vez corregido el efecto del calendario y las temperaturas.

Para el conjunto de 2023, la previsión en barras de central que el operador del sistema ha trasladado a la CNMC es de una caída del 2,4%, principalmente por el nuevo descenso del 2,7% en la Península, que supone el 94% del consumo total, y que no se compensará con los aumentos previstos en los dos archipiélagos. Para 2024, REE prevé un incremento del consumo del 1,2%, frente a la ligera caída que pronostica la CNMC.

Pedro Cantuel, Senior Analyst en Ignis Energía, subraya que para 2023 se estima que la demanda peninsular de electricidad en España cerrará en 230 TWh, con una caída del 2% respecto al año anterior y “de un 9% respecto a la media 2017-2021, sin descontar en ambos casos los efectos de laboralidad y temperaturas. Por tanto, se sitúa en el nivel más bajo desde 2004 (236 TWh)”.

Cantuel desgrana por correo electrónico los factores que influyen en este descenso. El primero es el autoconsumo, que en 2022 se duplicó, en un boom que no se va a repetir este año, sobre todo en el segmento residencial. Según datos de UNEF de octubre de 2023, el autoconsumo fotovoltaico residencial e industrial representa ya cerca de 8 TWh/año, “por lo que es un factor importante que explica parte de esta caída, y una buena noticia para reducir emisiones de CO2 y acelerar el proceso de la transición ecológica gracias al uso de las renovables”.

Otro factor relevante, es que, según datos de REE, la demanda de los principales sectores industriales electrointensivos anticipa un descenso del 10% en 2023, “marcada por la evolución en el sector de la metalurgia y el sector químico”, dice Cantuel. Otro factor es la introducción de mejoras de eficiencia en los procesos productivos, “que está llevando a un menor consumo de energía y una mejora en la competitividad”, subraya.

El tercer factor que apunta el experto de Ignis, de menor impacto, está relacionado con la eficiencia y temperaturas. “Parece probable que los altos niveles de precio del último año han ayudado a consumir electricidad de forma más eficiente en hogares y comercios”. Y “las temperaturas más suaves también están influyendo en una menor utilización de calefacción durante el periodo invernal”.

Esta caída de la demanda contrasta con el crecimiento esperado del PIB español, que este año avanzará cerca del 2,5%, y puede interpretarse como un indicio de reducción de la intensidad energética, es decir, la cantidad de energía que consume la economía. 

Pero la continua caída de la demanda eléctrica genera preocupación en el sector. Máxime ante las ambiciosas perspectivas de penetración de las renovables que recoge el nuevo borrador del Plan Nacional de Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Ya hay voces que sostienen que el proceso de electrificación de la economía (necesario para descarbonizar) no termina de calar. 

El pasado martes, el consejero delegado de Endesa, José Bogas, señalaba que el PNIEC es “muy ambicioso” y se siente “orgulloso de él”, pero tiene “serias discrepancias de que vaya a funcionar”. Durante su intervención en la 'II Cumbre Empresarial. Eje Comunidad de Madrid - Comunidad Valenciana', Bogas criticó que no se contempla un impulso a la electrificación y que sin estas políticas “es casi imposible llegar” a los objetivos de incremento de la demanda.

Bogas también lamentó que la red de distribución eléctrica está “absolutamente obsoleta” por una “regulación restrictiva” de 2013, que “hay que cambiar”, y afirmaba que la fiscalidad en España es “una cosa demencial” e “injusta”.

Poco después, la ministra de Hacienda confirmaba que el Gobierno va a modificar el impuesto a las energéticas “básicamente para incentivar la inversión en electrificación de la red”. El Ejecutivo va a hacer “algunos ajustes” al tributo para, según María Jesús Montero, “mandar un mensaje al sector energético, al sector eléctrico, para que continúe los proyectos de inversión que permitan acelerar el ritmo de transformación de nuestras fuentes energéticas”.

Las renovables viven un momento de incertidumbre por la evolución de la demanda, la caducidad de los permisos de conexión por el atasco administrativo y el aluvión de solicitudes, los bajos precios en las horas de más luz, los precios de los equipos o los altos tipos de interés.

Hace unos meses, en vísperas de la presentación del nuevo borrador del PNIEC, el director general de la Asociación de Energías Renovables APPA, José María González Moya, calificaba el desplome del consumo de “desastroso”, lamentaba el lento despegue del vehículo eléctrico y las bombas de calor en España y advertía de que el país está “fallando de forma estrepitosa” a la hora de atraer consumos de energía fósil a la electricidad. 

El nuevo borrador del PNIEC estima que la demanda eléctrica final de los sectores no energéticos se sitúe en el año 2030 en unos 237 TWh, con un incremento de solo el 1,2% con respecto a los 235 TWh de 2019.

De fondo se adivina el temor del sector renovable a encontrarse con un exceso de capacidad de potencia verde, especialmente en las horas con más sol, si la demanda no termina de tirar. Esto propiciaría precios cercanos a cero gracias a la fotovoltaica, lo que se conoce como canibalización de precios, y no favorece la inversión. Y está la cuestión de cómo incentivar el almacenamiento a gran escala para evitar el desperdicio de electricidad generada en las horas de más generación eólica y solar.

Previsiones erróneas

El descenso del 3% previsto por la CNMC para el cierre de 2023 contrasta con la previsión que hizo este mismo organismo hace un año, cuando preveía un aumento del 0,9% en 2023, hasta unos 254 TWh. Finalmente, la demanda este año va a ser 12 TWh más baja.

Un año antes, la CNMC pronosticó un crecimiento del consumo del 1,8% para 2022. Pero la demanda caería ese ejercicio un 2,4%, en un contexto excepcional, marcado por la sucesión de precios récord de la luz por la guerra en Ucrania y la disparatada subida del gas. La cotización de esta materia prima sigue en niveles superiores a los de antes de esta crisis energética, pero se ha moderado mucho en los últimos meses. Este miércoles, la referencia europea TTF cotizaba por debajo de los 35 euros por megavatio hora (MWh), su mínimo en dos años.

En su informe, la CNMC recuerda que a las dificultades que conlleva hacer este tipo de previsiones se suman “incertidumbres adicionales sobre el comportamiento de los consumidores” ante la escalada de precios de la energía, la invasión rusa, las medidas para mitigar el impacto de la crisis energética en el recibo y las de eficiencia energética.

Las previsiones que tiene sobre la mesa Competencia apuntan a una recuperación del consumo ya en 2025. Para ese año, REE estima un crecimiento de la demanda en barras de central del 5%, sin precedentes en los últimos años. La CNMC prevé que para ese año el descenso del consumo propiciado por el autoconsumo y la mayor eficiencia “será parcialmente compensado por el aumento de la demanda por la penetración de las bombas de calor y el vehículo eléctrico”. 

Sus previsiones apuntan que en 2025 habrá cerca de medio millón de vehículos eléctricos, frente a los 5,5 millones que prevé el PNIEC para 2030. La CNMC también pronostica que en 2025 el 18% de los hogares tendrán sistemas de bomba de calor renovables; que el autoconsumo representará ese año el 5,6% de la demanda nacional; y que el tamaño medio de los suministros domésticos se reducirá un 6% anual por la renovación del parque de electrodomésticos.