Red Eléctrica se embolsa 615 millones de euros para su red eléctrica antiapagones. El Ministerio para la Transición Ecológica aprueba la inversión en pleno agosto, ignorando las críticas de la CNMC y del sector renovable.
La decisión, que firma la Dirección General de Política Energética, responde a la solicitud que el operador del sistema trasladó en mayo de 2025, apenas un mes después del mayor apagón de la España peninsular en dos décadas. Aquel 28 de abril, un exceso de inyección fotovoltaica en las comunidades de Extremadura, Andalucía y Castilla-La Mancha colapsó los sistemas de control de tensión y dejó sin luz a varios millones de usuarios durante horas.
El expediente oficial detalla el desglose de los 615 millones: 366 millones para cuatro e-STATCOM —compensadores estáticos síncronos de última generación—, 143 millones para ocho reactancias de núcleo controlado magnéticamente (MCSR) y la segunda entrada/salida de Ciudad Rodrigo, 75 millones para un lote de 20 reactancias de entre 100 y 150 MVAr, 10 millones para renovar las reactancias más críticas y otros 13 millones para actuaciones de adecuación de las modificaciones de aspectos puntuales (MAP) de la planificación vigente. La inversión se añade a los casi 800 millones ya comprometidos para ocho compensadores síncronos, lo que eleva el montante total destinado a estabilizar la red de transporte a casi 1.500 millones de euros.
El trámite ha sido exprés. La audiencia pública se abrió y cerró este verano sin que el Ministerio aceptara ninguna de las alegaciones presentadas. El regulador y las principales patronales del sector renovable y del almacenamiento han visto cómo sus argumentos quedaban fuera de la resolución final.
“Sería conveniente que el operador del sistema proporcionara un análisis más completo de la situación, incluyendo previsiones zonales de las problemáticas detectadas y previstas de tensión, los recursos disponibles y planificados en cada caso y en qué medida y cuándo vendrán a resolver esas situaciones”, reza literalmente el informe de la CNMC emitido en junio. El supervisor añade que estas inversiones, de no ejecutarse en el marco temporal del plan 2021-2026, podrían trasladarse a la planificación 2025-2030, pero advierte de que al adelantarlas se supera la senda máxima de gasto permitida en 343 millones de euros.
Tanto la CNMC como las principales asociaciones del sector se ha pronunciado en contra de la medida. El regulador, además, reprocha al MITECO que no haya comparado el coste de estos dispositivos con el que supondría contratar el servicio a generadores renovables o baterías. Esa comparativa, que REE ni siquiera ha presentado, es el núcleo de la polémica.
La decisión del MITECO premia un modelo de red centralizado, donde el operador suma activos regulados a su balance sin permitir que otras tecnologías compitan en igualdad de condiciones.
Renovables y baterías denuncian un monopolio de facto en los servicios de ajuste
Las asociaciones UNEF (fotovoltaica), AEE (eólica) y Aepibal (almacenamiento) consideran que el operador del sistema ha ignorado deliberadamente la capacidad de sus tecnologías para contribuir al control dinámico de la tensión. “No se ha dado la oportunidad a que otras plantas de renovables y de almacenamiento pudiesen optar a dar, por un mejor precio, el mismo servicio”, señalan en sus escritos, a los que ha tenido acceso El Periódico de la Energía.
Las centrales de bombeo, por ejemplo, pueden absorber o verter potencia reactiva de manera casi instantánea, sin necesidad de instalar nuevos equipos. Las baterías de ion-litio conectadas a la red de transporte ofrecen tiempos de respuesta inferiores a 200 milisegundos, muy por debajo de los requisitos del operador. Ambas tecnologías llevan años reclamando un marco regulatorio que les permita participar en los mercados de servicios de ajuste, pero la presente decisión las deja, una vez más, fuera del reparto.
Aelec, que agrupa a las grandes eléctricas, también se opuso. Su crítica se centra en que no se ha justificado técnicamente por qué los e-STATCOM y las reactancias de núcleo controlado son superiores a las soluciones que ya ofrecen centrales hidroeléctricas o incluso parques eólicos con electrónica de potencia avanzada. La única alternativa que evalúa el análisis económico del operador es la de mantener acoplados grupos de ciclo combinado, una opción deliberadamente cara que justifica la nueva inversión.
El coste anual de los e-STATCOM se estima en 31 millones de euros durante sus 25 años de vida útil, frente a un sobrecoste de entre 70 y 200 millones anuales si se recurriera al ciclo combinado. En el caso de las reactancias de control de tensión estático, se espera un ahorro en restricciones técnicas de al menos un 15%, lo que reduciría los 672 millones de euros que costaron esas restricciones en 2025. Sin embargo, ningún documento recoge cuánto habría costado contratar esos mismos servicios a renovables o baterías.
El coste de oportunidad para el consumidor y el futuro de la planificación
La factura eléctrica será, como siempre, el amortiguador final. Las inversiones en la red de transporte se recuperan a través de los peajes que pagan todos los consumidores, independientemente de quién las haya provocado. Si los 615 millones —y los 1.500 millones totales— son realmente la opción más barata para el sistema, el consumidor saldría beneficiado a largo plazo; pero si hubieran bastado contratos de capacidad con renovables y baterías por la mitad de ese importe, el sobrecoste recaerá íntegramente en el recibo.
El precedente regulatorio es preocupante para la competencia. Cada vez que un problema de estabilidad de red se resuelva mediante la planificación centralizada del transportista, se desincentivará la inversión privada en almacenamiento y en renovables con servicios de red. El resultado será un sistema dual: unas renovables que generan energía barata pero no firme, y un operador que acumula activos regulados para compensar sus carencias. Los consumidores pagarán por ambos lados.
La CNMC ha sido clara: la planificación 2025-2030 deberá absorber estas inversiones y, probablemente, superará los límites de gasto, lo que obligará a revisar al alza la retribución de la red. El MITECO, por su parte, ha ampliado ya el techo de inversión, abriendo la puerta a una espiral de gasto en infraestructura cuya necesidad real está bajo sospecha.
Mientras tanto, la pregunta que queda sin respuesta es si habría sido más barato para el consumidor dejar que las renovables y las baterías compitieran. Nadie lo ha evaluado. El Ministerio ha preferido la vía segura del operador del sistema, quizá porque el recuerdo del apagón de 2025 aún pesa. Pero, al hacerlo, ha enterrado la posibilidad de un mercado más eficiente.
