Comienza a ser un clásico en el sector energético que las alegaciones sirven para poco o nada. Que la gran mayoría de las audiencias públicas son regulaciones y decisiones ya tomadas y que prácticamente no cambia nada.
Este mes de agosto, mientras sólo se habla del eclipse, el Ministerio para la Transición Ecológica le ha regalado a Red Eléctrica un buen premio de más de 600 millones de euros en forma de nuevos dispositivos antiapagones, a pesar de que tanto la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia como las principales asociaciones del sector se han pronunciado en contra de esta medida que ha sido calificada como un auténtico trato de favor al Operador del Sistema Eléctrico.
El pasado mes de mayo, este diario contó cómo Red Eléctrica solicitaba esas inversiones en lo que denominó una tercera ampliación del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026.
REE solicitaba que se incluyeran nuevas inversiones para tener nuevos dispositivos que ayudaran al control de la tensión, lo que originó el gran apagón del 28 de abril de 2025.
En total serían unos 607 millones de euros en los siguientes dispositivos:
- Nuevos 4 e-STATCOM: 366 M€
- Nuevas 8 reactancias de núcleo controlado magnéticamente (MCSR por su siglas en inglés) y la segunda E/S de Ciudad Rodrigo para mayor efectividad del MCSR: 143 M€
- Nuevo conjunto de 20 reactancias de 100-150 MVAr cada una: 75 M€
- Renovación total de reactancias con elevada criticidad: 10 M€
- Actuaciones para viabilizar lo incluido en las MAP de la planificación 21-26: 13 M€.
Tras una pequeña audiencia pública, el Gobierno ha aprobado este agosto la ampliación por la que Red Eléctrica recibirá más de 600 millones para estos nuevos dispositivos. Y todo a pesar de que tanto la CNMC como las principales asociaciones del sector eléctrico, renovable y de almacenamiento se opusieran a estas inversiones ya que no se ha tenido en cuenta principalmente otras tecnologías que pueden hacer la misma función.
Según ha podido saber El Periódico de la Energía, al final son 615 millones y no ha tenido en cuenta el Ministerio las alegaciones de los afectados, generando un distinto trato entre agentes del sector con el operador del sistema.
Cabe recordar que Red Eléctrica pidió estas inversiones al Gobierno porque se les ha ido de las manos la conexión de tanta capacidad de energía solar fotovoltaica en las comunidades de Extremadura, Andalucía y Castilla La Mancha principalmente, donde se originó el apagón.
Alegaciones de las asociaciones
El sector se echa las manos a la cabeza porque creen que 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 de control dinámico de tensión sin tener que llevar a cabo dichas inversiones.
Así, asociaciones como Aelec o Aepibal señalan en sus alegaciones que no están justificadas estas inversiones para el operador del sistema, sobre todo si se comparan con otras tecnologías en instalaciones existentes que ya contribuyen al control de tensión y que pueden instalar dispositivos para amortiguar oscilaciones de manera competitiva como es el caso de la hidroeléctrica y las centrales de bombeo.
Las asociaciones como UNEF o AEE han dejado claro en sus escritos que no se está dando opción a otras tecnologías y que se rompe algo tan europeo como que se prioricen los mercados y se compita. Asimismo, alegan que las renovables son parte de la solución y que pueden aportar el servicio de control de manera competitiva y aseguran que el operador del sistema ha ignorado su contribución con esta ampliación de la planificación.
También la asociación de almacenamiento Aepibal pone el acento en que no se ha dado la oportunidad a que las baterías pudieran ofrecer este servicio y se ha preferido que sea sólo Red Eléctrica el que opte a ello.
Como se puede ver, estas medidas son aparte de los 800 millones aproximados que se van a invertir en ocho compensadores síncronos, algunos de los cuales ya están tramitándose. Es decir, Red Eléctrica pondrá más dispositivos y elementos para controlar tanto las oscilaciones inter-área como la tensión de la red pòr nuevas inversiones valoradas en casi 1.500 millones de euros. Y todo, después de que se produjese el gran apagón hace algo más de un año.
Críticas de la CNMC
Esta petición de Red Eléctrica al Gobierno que ha premiado ahora el Ministerio ni fue bien vista por parte del regulador. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) afirma en un informe del pasado mes de junio que "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".
Además, el regulador señala que estas inversiones, de no llevarse a cabo en lo que queda de tiempo para esa planificación podrían acarrear problemas de financiación para la siguiente planificación 2025-2030.
"Habrá que prestar especial atención al aumento de inversión (607 M€) que supone la tercera propuesta de modificación de aspectos puntuales de la planificación vigente 2021-2026, ya que si finalmente se traslada al documento de planificación 2025- 2030 que se apruebe, se superará la senda máxima permitida (+343 M€)".
Es cierto que ahora el Ministerio ha aprobado un incremento del límite máximo de inversión para las redes a partir de ahora y por tanto se tendrá que ver cómo afecta todo ello a la futura factura de la luz de los consumidores españoles.
Sin saber qué pasaría si se hiciese con renovables
Según el análisis económico de la medida, en el ámbito de la estabilidad oscilatoria, la ausencia de estos equipos obligaría a mantener acoplados grupos de ciclo combinado para aportar amortiguamiento, con un sobrecoste estimado de entre 70 y 200 millones de euros anuales, frente a un coste anual de en torno a 31 millones de euros asociados a los e-STATCOM propuestos durante los 25 años de su vida útil.
En relación con el control de tensión dinámico, la instalación de nuevas reactancias en serie de núcleo controlado magnéticamente permitiría reducir significativamente el recurso a generación térmica para este fin, con ahorros potenciales adicionales de hasta 150-160 millones de euros anuales en escenarios de costes elevados de restricciones técnicas.
Por su parte, las nuevas reactancias destinadas al control de tensión estático presentan un coste unitario muy inferior al del mecanismo alternativo —el acoplamiento de generación convencional—, con un coste medio estimado de 0,72 €/MVArh frente a aproximadamente 190-200 €/MVArh del uso de restricciones técnicas. Según la propuesta, se espera que estas reactancias disminuyan en al menos un 15% el coste de restricciones técnicas por control de tensión estático, que ascendió en 2025 a 672 M€.
La CNMC da el visto bueno a eso, pero le pide a REE que haga la comparativa con las renovables para así ver cómo quedaría la cosa. Pero ya es tarde. El premio gordo se lo ha llevado el operador del sistema y nos quedamos sin saber si podría ser más barato para el consumidor si hubiesen dejado a las renovables y baterías hacer estas funciones de control de tensión.
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