Iberdrola España ha exigido transparencia sobre la operación reforzada con la que Red Eléctrica gestiona el sistema desde el apagón del 28 de abril de 2025, una medida que ya considera estructural y generadora de sobrecostes para el conjunto del sistema eléctrico.
El consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, ha reclamado que exista ‘transparencia’ sobre esa operación reforzada, al entender que ha dejado de ser una emergencia temporal para convertirse en algo ‘estructural’. Lo hizo durante su intervención en el Foro CREO, según recogió El Periódico de la Energía.
Ruiz-Tagle advirtió de que, tras el cero eléctrico, Red Eléctrica de España (REE) aplicó, con el argumento del incidente, ‘un nuevo modo de operación que entendemos que no está regulado para el operador del sistema’ y que ‘genera un coste para el sistema’. Es la base de su reclamación.
Qué pide Iberdrola a Red Eléctrica
‘Lo que estamos pidiendo es que exista transparencia para ver cuánto se programa, por qué se programa y en qué momento se programa’, afirmó Ruiz-Tagle, que trasladó la preocupación de la compañía por el impacto económico de ese modo de operación sobre el mercado.
La eléctrica no cuestiona la seguridad del suministro, pero sí la opacidad con la que se adoptan decisiones que terminan trasladándose al precio. Ese es el núcleo del conflicto.
El operador del sistema aplica desde el apagón un modo de funcionamiento que Iberdrola sitúa fuera del marco regulatorio y cuyo coste no figura en ninguna liquidación pública.
Ruiz-Tagle apuntó que el sobrecoste lo soportan ‘en mayor medida’ los clientes de la tarifa regulada —el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC)— y los industriales indexados al precio spot, ya que la mayoría de clientes cuenta con contratos a largo plazo. El reparto de la factura es, por tanto, asimétrico.
El coste que asume el cliente del PVPC
Según el consejero delegado, lo ‘lógico’ es que ese coste adicional ‘se reconozca, cómo se hace en otros países de Europa. La compañía sitúa a España como excepción regulatoria en el tratamiento de estos desequilibrios y reclama un marco homogéneo con el resto del mercado interior.
El mensaje tiene un destinatario claro: la CNMC, competente para fijar las reglas de operación y retribución del sistema, y Redeia, matriz de REE. Ninguna de las dos partes ha detallado públicamente el volumen de energía afectado por la operación reforzada.
En el sector, Endesa y Naturgy comparten exposición al mismo mecanismo, igual que EDP España. Un cambio en el reparto de costes alteraría la economía de todas las comercializadoras con cartera regulada, no solo la de la mayor eléctrica española por capitalización.
La pelota queda así en el tejado del regulador. La operación reforzada se diseñó como respuesta a una emergencia, pero su continuidad durante más de un año la ha convertido, en la práctica, en una regla permanente sin respaldo normativo explícito.
Inversión en red, la alternativa a las restricciones técnicas
Más allá de la transparencia, Iberdrola propone acelerar las inversiones tecnológicas pendientes en la red de transporte. El directivo citó la instalación de más equipos statcoms y compensadores síncronos como vía para mitigar los desequilibrios y reducir sus costes, en lugar de limitarse a gestionar restricciones técnicas.
Ruiz-Tagle defendió también las inversiones masivas en redes de distribución para dar salida a la nueva demanda industrial y tecnológica, y alertó contra cualquier intento de ‘demonizar’ la demanda eléctrica. La conexión de centros de datos y de nueva industria depende de esa capacidad.
El precedente que marca el debate regulatorio
El pulso recuerda al que siguió a episodios anteriores de tensión entre las grandes eléctricas y Redeia por la retribución de la red de transporte. En cada revisión del marco retributivo, las compañías han defendido que la estabilidad regulatoria es condición para invertir, y el regulador ha respondido con ajustes a la baja. El apagón de abril de 2025 añadió una capa nueva: la operación del sistema en modo reforzado.
El propio grupo sitúa la inversión en redes en el centro de su estrategia. Cualquier incertidumbre sobre cómo se retribuye la operación del sistema y quién paga los desequilibrios técnicos condiciona la rentabilidad de esos proyectos, intensivos en capital y con retorno regulado.
La clave técnica está en quién asume el coste. Iberdrola sostiene que el sobrecoste no se reparte por igual y que el cliente regulado y la industria indexada cargan con la mayor parte. Si la CNMC no clarifica el mecanismo, el riesgo es de marco: afecta a la previsibilidad de las inversiones en red, no al negocio de generación, que opera con contratos a largo plazo.
Para el inversor, el debate importa por lo que anticipa. Un sistema que funciona de forma permanente en modo reforzado sin reconocimiento explícito de costes introduce una prima de riesgo regulatorio que el mercado tiende a descontar en el valor de las utilities integradas. El desenlace dependerá de si la CNMC abre una consulta formal o si el asunto se queda en el intercambio de declaraciones.
📊 Las Claves para el Inversor
- Qué vigilar: Si la CNMC abre una consulta formal sobre la operación reforzada y el reparto del sobrecoste entre clientes regulados, industria y comercializadoras.
- Reacción del valor: El debate afecta al marco retributivo de la red, no al negocio de generación de Iberdrola, lo que limita su impacto directo sobre la cuenta de resultados.
- Precedente sectorial: Las anteriores revisiones retributivas de la red de transporte marcaron el pulso entre Redeia y las eléctricas y fijan el patrón de resolución del conflicto.
