La CNMC ha tomado cartas en el litigio entre Red Eléctrica, filial de Redeia, y el operador francés RTE por el reparto de los costes del apagón del 28 y 29 de abril de 2025, una decisión que impacta de lleno en la retribución regulada del grupo. El organismo presidido por Cani Fernández publicó el 20 de julio un documento en el que respalda parcialmente la interpretación de Red Eléctrica sobre la clasificación de los intercambios transfronterizos, pero advierte de un vacío en las metodologías europeas que abre la puerta a consultar al regulador comunitario, ACER.
La discrepancia en la liquidación de los costes del apagón
El cero eléctrico del 28 de abril de 2025 suspendió las actividades de mercado entre las 12:30 y las 24:00 horas del día siguiente. En ese momento existía un programa de intercambio firme entre España y Francia que no pudo cumplirse, y el sistema francés entregó energía de apoyo para ayudar a reponer el servicio. Ahora, los dias 28 y 29 de abril hay que liquidar esas acciones, pero los dos operadores tienen interpretaciones distintas de la normativa.
La raíz del conflicto está en determinar qué volúmenes de energía deben considerarse countertrading (intercambios compensatorios para mantener la firmeza de los programas) y cuáles son apoyo de emergencia, así como los precios a aplicar. Red Eléctrica y RTE han intercambiado varios escritos exponiendo sus posiciones y planteando opciones como consultar a los reguladores —la CNMC en España y la CRE en Francia— o alcanzar un acuerdo bilateral.
La falta de unas metodologías comunes para el redespacho y el reparto de costes deja en manos de acuerdos bilaterales la factura del apagón, con el consiguiente riesgo para la retribución regulada de Redeia.
La CNMC respalda parcialmente a Red Eléctrica
El análisis de Competencia, recogido en el documento, concluye que los volúmenes activados para compensar los programas de exportación a Francia encajan como countertrading y no como mecanismo de apoyo, por lo que no estarían sujetos al MEAS Agreement (el acuerdo de asistencia mutua en emergencias entre Red Eléctrica y RTE). La razón es que esas energías se habrían activado tanto si se solicitaba apoyo como si no.
En cambio, las importaciones de Francia entregadas por RTE a petición expresa del operador español sí se consideran apoyo de emergencia, y su liquidación queda bajo el paraguas del MEAS Agreement, en vigor desde julio de 2023.
Un vacío regulatorio con alcance europeo
La normativa comunitaria obliga a los operadores de sistemas de la región suroeste (Francia, Portugal y España) a elaborar metodologías comunes para la activación de redespacho e intercambios compensatorios y el reparto de costes. Aunque los reguladores de la región las aprobaron en 2019, “no se pueden considerar implementadas”, según la CNMC. Esto deja al MEAS Agreement como única referencia, un acuerdo que no fue intervenido por las autoridades reguladoras.
Ante este escenario, el organismo presidido por Cani Fernández recuerda que la legislación europea permite a las autoridades solicitarlo a ACER un dictamen, que el regulador debería emitir en un plazo de tres meses. Si la discrepancia persiste, la CNMC valora “acudir a otras herramientas de coordinación” para asegurar una interpretación homogénea.
Qué está en juego para Redeia y su retribución
El desenlace de esta batalla regulatoria condiciona directamente las cuentas de Redeia, matriz de Red Eléctrica. Los costes en los que incurre el transportista durante incidencias como el apagón de 2025 se revisan por la CNMC al fijar la retribución reconocida. Si la interpretación de RTE acabara imponiéndose y Red Eléctrica tuviera que asumir una parte significativa del coste como apoyo de emergencia, la rentabilidad regulada podría resentirse.
En lo que va de 2026, Redeia cotiza plana tras un ejercicio en el que los resultados operativos se han visto lastrados por la inflación de costes de mantenimiento de la red. Cualquier señal sobre la distribución definitiva de los —todavía no cuantificados— costes del apagón moverá el valor en bolsa. La acción se mueve en un rango estrecho, a la espera de claridad regulatoria.
La situación no es exclusiva de la frontera con Francia. Red Eléctrica mantiene acuerdos similares con el operador portugués REN, y la falta de una metodología europea podría generar disputas equivalentes en el futuro. Mientras, la CNMC mantiene abierta la puerta al árbitro de Bruselas, cuyo dictamen marcaría un antes y un después en la gestión de los costes transfronterizos en toda la región suroeste.
📊 Las Claves para el Inversor
- Qué vigilar: La posible consulta a ACER. Si se materializa, el regulador europeo tendrá tres meses para emitir un dictamen vinculante que fijará las reglas de reparto de costes.
- Reacción del valor: Las acciones de Redeia son sensibles a cualquier noticia regulatoria. Una resolución que respalde la posición de Red Eléctrica aliviaría la incertidumbre sobre la retribución y podría activar el valor.
- Precedente sectorial: La falta de metodologías comunes afecta a todos los operadores de la región suroeste. Un dictamen de ACER sentaría jurisprudencia para futuros incidentes con Portugal y Francia, reduciendo el riesgo regulatorio para el sector.
