Cani Fernández, presidenta de la CNMC, en el 'II Observatorio de la Energía' organizado por EL ESPAÑOL e Invertia. Cristina Villarino
Observatorio de la Energía La CNMC deja en la oscuridad las causas del apagón y pregunta por qué Red Eléctrica sigue en ‘modo emergencia’La denominada 'operación reforzada' ha costado ya 1.000 millones de euros sólo en lo que llevamos de año.
Más información: La CNMC apunta a que el apagón tuvo múltiples causas y pide medidas para evitar picos de tensión y reordenar la red
Laura Ojea Publicada 20 marzo 2026 02:40hLas claves nuevo Generado con IA
El esperado informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sobre el apagón del pasado 28 de abril no despeja la gran incógnita: ¿quién o quiénes fueron los causantes?
Una duda que permanece en el ambiente, y que ha sentado como un jarro de agua fría. Ahora bien, el documento señala también que hubo picos de tensión minutos antes de que todo fuera a negro, que había medidas para evitarlo y que hacen falta ahora adoptar nuevas normas para prevnir futuros ceros energeticos.
Desde ese día el operador del sistema, Red Eléctrica (REE), mantiene activo lo que se conoce como 'operación reforzada'. Un 'modo de emergencia' que incrementa la participación de los ciclos combinados de gaspara asegurar la estabilidad de la red y evitar un nuevo apagón.
Sin embargo, esta decisión ha tenido un coste. Según los últimos datos de la Universidad de las Hespérides (Canarias), en lo que va de año (enero, febrero y parte de marzo) ya asciende a 1.004 millones de euros.
Si se compara con años anteriores, eso significa que ya pagamos más que en todo 2023 (912 millones), pronto alcanzaremos la cifra de todo 2024 (1.222 millones) y es casi la mitad del año pasado, en 2025 costó 2.413 millones, una cifra disparada especialmente tras el apagón.
La CNMC confirma que no señalará a ningún responsable en su informe sobre el apagónEs el momento de conocer cómo REE procede en sus decisiones de esa 'operación reforzada', donde las restricciones técnicas o servicio de ajuste (modificación al alza o a la baja los programas de centrales en mercados secundarios) se han multiplicado respecto a años anteriores.
Elinforme definitivo de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) sobre el apagón es tajante: "se considera conveniente incrementar las medidas de transparencia, de tal forma que se proporcione información suficiente a los sujetos sobre los análisis realizados por el operador del sistema", dice en su página 47.
Y añade que "en particular en lo relativo a la metodología utilizada para calcular las reservas, determinar el número de unidades síncronas necesarias y fijar los parámetros aplicados en los análisis de seguridad".
Una información que aún adquiere mayor importancia en un contexto donde el conflicto en Oriente Próximo está situando el precio del gas natural en el índice holandés TTF, el de referencia en la UE, ya en los 60 euros/MWh, el doble que antes de los ataques entre Irán y EEUU e Israel.
Falta de transparencia
"La CNMC da un toque de atención a REE por su falta de transparencia y le exige conocer los criterios de programación de la operación reforzada (reservas, número de unidades síncronas) que tanto está costando a los españoles", señalan fuentes del sector eléctrico a EL ESPAÑOL-Invertia.
Sin embargo, "es el propio regulador quien debería exigir transparencia y emitir un informe sobre la operación de Red Eléctrica", añaden.
Red Eléctrica ha disparado el coste de las restricciones técnicas desde el apagón Centro Peter Huber, Universidad de las Hespérides
El sector masivamente solicita que "se emita un informe mensual sobre la 'operación reforzada' de REE, con cinco cuestiones: a) en qué norma se basa, b) si procede aplicar, c) si se han aplicado sus normas extraordinarias, d) cuánto ha costado cada mes y e) cuánto vertido ha producido".
"Es una bestialidad los vertidos solares estos últimos días, por ejemplo, el 17 de marzo había un producible fotovoltaico de más de 28 GWh en la punta solar y no se podía producir ni 17 GWh", señala en redes sociales Jorge Antonio González Sánchez, Deputy General Manager en la empresa de servicios energéticos REBI.
"485,3 millones de euros ha sido el coste de las restricciones técnicas del sistema eléctrico español en febrero de 2026" dice por su parte Joaquín Coronado, experto energético y presidente de Build to Zero.
"Traducido a términos unitarios, son 24,63 euros/MWh lo que ha pagado la demanda únicamente por este concepto. Y para entender la magnitud del problema, basta una comparación. Si el precio medio de la energía en OMIE fue 16,41 euros/MWh, el coste de restricciones técnicas fue 24,63 euros/MWh", añade.
Desincentivo a la transición
"Es decir, corregir los desequilibrios del sistema ha costado más que la propia energía. La resolución de restricciones técnicas implica, en la práctica, sustituir generación renovable barata por ciclos combinados de gas para mantener la seguridad del sistema", confirma Coronado.
"Hoy las restricciones técnicas ya están enviando una señal muy clara al mercado: el sistema eléctrico español no está preparado para gestionar la penetración renovable que está promoviendo, y el operador del sistema, Red Eléctrica, no tiene ningún incentivo económico para minimizar el coste de las restricciones técnicas".
Una conclusión que coincide con el informe “¿Vamos realmente hacia una electricidad más barata?”, elaborado por el Centro Peter Huber de la Universidad de las Hespérides.
Asegura que la política energética española, basada durante años en la instalación de renovables por ser la opción más barata ha derivado en un sistema más frágil y difícil de operar, con un riesgo creciente de apagones y unos costes ocultos que terminan pagando los consumidores.
Operación 7.4
El informe de la CNMC aunque no hace ninguna "mea culpa", sí señala que "el sistema eléctrico español contaba con recursos y obligaciones para el control de tensión en el momento del incidente".
En particular, el PO 7.4 (procedimiento de operación), es decir, el servicio de control de tensión, pero en modo "adaptado al nuevo entorno técnico (posibilidad de mayor número de instalaciones proporcionando un servicio en competencia) y al marco regulatorio europeo previsto para el diseño de los servicios de no frecuencia".
De hecho, ese proceso se había iniciado en julio de 2021, y en abril de 2025 seguía sin estar activo.
El procedimiento de operación P.O. 7.4 habría distribuido el control de tensión entre cientos de instalaciones renovables, eliminando esta concentración de riesgo. El operador del sistema lo solicitó en julio de 2021. La aprobación oficial llegó un mes y medio después del colapso.
Un procedimiento de operación que "debía permitir que las renovables participasen en el control de tensión, sigue sin producir efectos visibles en la reducción del coste de resolución de estas restricciones (el que debería producirse por el efecto del incremento de la competencia)", puntualiza por su parte Javier G., Principal BESS Consultant & Software Architect en Power-Flow.