Aunque Red Eléctrica negó en su día que el apagón se produjera por una insuficiente planificación de potencia firme (gas, nucleares o hidroeléctricas), desde el pasado 28 de abril la red opera bajo un mecanismo "reforzado" que supone la inyección de más gas en la red. Ese "cinturón de seguridad", con la programación de más tecnologías convencionales frente a las intermitentes eólica y fotovoltaica, está teniendo un impacto en la factura a través de las denominadas "restricciones técnicas", los ajustes en la operación para mantener la red estable.
Red Eléctrica puso el pasado viernes cifras al impacto que estas medidas han tenido en la factura el pasado año: entre mayo y diciembre, supuso un coste de 516 millones de euros. El operador señala que para un usuario sujeto a la tarifa regulada -el denominado PVPC- con un consumo medio mensual de 300 kilovatios hora (kWh), "la operación reforzada ha tenido un coste medio en el periodo de aplicación de cuatro céntimos al día".
Sin embargo, las cifras no casan con las que manejan las eléctricas, que aludieron esta semana en la comisión que investiga el apagón en el Congreso a las consecuencias que el apagón está teniendo en sus cuentas y las que está teniendo en los consumidores industriales y domésticos.
Desde Endesa e Iberdrola se cifró en más de 1.000 millones el impacto de la medida, citando los últimos cálculos al respecto, que entroncan con otros que también elevan la factura respecto a lo que señala Red Eléctrica. Según un análisis de la consultora Nera, el coste de las denominadas "restricciones técnicas", las decisiones de planificación del operador para garantizar la seguridad de la red, superaron el año pasado los 3.300 millones de euros, los que supone 1.300 millones más respecto a 2024, un 63 por ciento más.
Según estos analistas independientes, que compararon los datos públicos de los dos años previos al apagón con los de los meses posteriores incluyendo variables como "demanda, generación solar y precios del mercado diario, del gas natural y de los derechos de CO2", el sobrecoste acumulado desde el apagón hasta hoy estaría "en el entorno de 1.000-1.100 millones", lo que supone "casi todo el incremento del coste de las restricciones técnicas entre 2025 y 2024".
¿Hasta cuándo?
En su comparecencia en el Senado, el CEO de Endesa, José Bogas, aludió a cómo este incremento está impactando ya en las cuentas de los grandes consumidores industriales y a cómo los consumidores domésticos en el mercado libre lo experimentarán con la paulatina renovación de sus contratos. "La fiesta finalmente la paga el ciudadano", resumió.
Por el momento, no parece que Red Eléctrica vaya a modificar el criterio con el que comenzó a operar desde el apagón pese a que sostuviera en su día y siga sosteniendo que la planificación de demasiadas renovables tuviera que ver con lo que ocurrió. El pasado mes de diciembre, la presidenta de Redeia (Red Eléctrica), Beatriz Corredor, avisó de que el operador mantendría el modo reforzado "mientras no esté segura de que todo el mundo cumple con los requisitos normativos de control de tensión".
Desde el sector, señalan que va para largo: la situación se mantendrá hasta que, como apuntó Corredor, las renovables puedan contribuir al control de la tensión de la red de forma masiva y se incorpore al sistema nueva demanda y almacenamiento: "No parece que estas dos cuestiones vayan a cambiar a corto plazo".
Aún más coste si cierra la nuclear
Los analistas de Nera apuntaban que este "coste tan significativo" según sus cálculos, "una estimación estadística sencilla basada en datos públicos", pone en evidencia "la necesidad de programar potencia síncrona en el sistema para controlar la tensión".
Y apuntan a que si se acomete el cierre nuclear en los plazos previstos, "es lógico pensar que ese hueco lo cubrirán otras centrales síncronas, como son las centrales de gas, lo que supondrá "un mayor coste para los consumidores ya sea vía mercado diario o vía restricciones técnicas" y "más emisiones de CO2".