La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha fijado en 38,7 millones de euros los costes de reposición por el ‘cero eléctrico’ del 28 abril de 2025 y los repartirá en la factura durante un año.
En una resolución publicada este lunes en el Boletín Oficial del Estado (BOE), el regulador establece los criterios para la liquidación por el operador del sistema eléctrico de los días 28 y 29 de abril de 2025, tras la suspensión de las actividades de mercado por el ‘black out’ del sistema eléctrico peninsular ocurrido a las 12.33 horas de ese día.
En total, la CNMC ha fijado en 38,7 millones de euros esos costes totales derivados del proceso de reposición de la red y la activación del plan de emergencia.
Según consta en la resolución aprobada por la Sala de Supervisión Regulatoria del regulador, de esta cifra global, 33,1 millones de euros corresponden al coste directo de la generación que participó de forma activa en la reconstrucción del sistema -principalmente ciclos combinados de gas y centrales hidráulicas-, mientras que otros 5,6 millones de euros se destinan a financiar los intercambios internacionales de apoyo eléctrico prestados desde la frontera con Francia que no quedaron cubiertos mediante rentas de congestión.
Asimismo, con el fin de evitar un «sobrecoste puntual» e impactos desproporcionados sobre los consumidores en un único periodo, la CNMC ha rechazado cargar la factura de la reposición sobre la demanda registrada exclusivamente durante las horas del apagón. En su lugar, ha acordado distribuir el pago entre la demanda futura de comercializadores y consumidores directos de forma proporcional a su consumo a lo largo de un periodo de 12 meses.
29,6 millones pendientes
Además, descontando los 9,1 millones de euros que ya fueron liquidados de manera preliminar a las instalaciones generadoras conforme al procedimiento de operación 3.9 (P.O. 3.9), el organismo subraya que el importe neto pendiente de liquidación asciende a 29,6 millones de euros.
Estimando una demanda peninsular anual en el entorno de los 241.595 gigavatios hora (GWh), la CNMC calcula que la repercusión unitaria que deberán asumir los consumidores en la factura eléctrica durante el próximo año será de tan solo 0,12 euros por megavatio hora (euro/MWh) – 0,16 euro/MWh si se evalúa sobre el coste total bruto-.
El calendario previsto por el organismo que preside Juan José Ganuza establece que el periodo de liquidación dará comienzo como máximo el primer día del mes siguiente transcurridos cuatro meses desde la publicación de la norma en el BOE.
Previamente, Red Eléctrica de España (REE), en su condición de operador del sistema, deberá publicar el coste mensual de liquidación y el calendario detallado con al menos dos meses de antelación.
La CNMC, que detalla la metodología de cálculo aprobada para retribuir a las centrales que permitieron la reposición, también ha desestimado las pretensiones de algunas empresas generadoras y las propuestas iniciales del operador del sistema que planteaban valorar la energía producida según las ofertas del mercado de restricciones técnicas -, que alcanzaban valores de hasta 246 euros/MWh en ciclos combinados o 371 euros/MWh en hidráulica-.
A este respecto, el regulador ha considerado que dichas ofertas de partida en un mercado ‘pay as bid’ y en un contexto de suspensión de mercados habrían «sobreestimado el coste real incurrido».
En el caso concreto de los ciclos combinados de gas natural, se fija una retribución de 120,50 euros/MWh para los 215.483 MWh generados, lo que suma un coste total estimado de 26 millones de euros.
Mientras, para la gestión hidráulica y bombeo se retribuirá a 120,50 euros/MWh la energía producida que exceda de su programa PDBF previo (supone 5,9 millones de euros en hidráulica y 0,75 millones en bombeo, y a las centrales térmicas de carbón con 123,17 euros/MWh para los 3.861 MWh generados, sumando 0,47 millones de euros.
Para la determinación del precio final de las plantas térmicas de gas (120,50 euro/MWh), la CNMC ha construido una fórmula basada en costes objetivos de materia prima -tomando como referencia una cotización del gas en Mibgas D+1 de 34 euros/MWh, peajes de acceso, el valor de los derechos de emisión de CO2 (65 euros/tonelada), costes variables de operación y mantenimiento (2,75 euros/MWh), la repercusión del Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE del 7%) y la aportación al bono social.
Rechazo de financiación por los PGE
Por otra parte, en el trámite de audiencia previa, que contó con alegaciones de hasta 16 entidades -incluyendo patronales eléctricas, asociaciones de consumidores y comercializadoras-, la mayoría de los agentes solicitó que este coste de carácter extraordinario fuese asumido con cargo a los Presupuestos Generales del Estado (PGE) o mediante una modificación de los cargos regulados del sistema, argumentando que el origen de la interrupción fue ajeno al control y responsabilidad de los consumidores finales.
No obstante, la CNMC alega que carece de competencias legales para canalizar la financiación vía PGE o modificar el Real Decreto de cargos, por lo que la traslación a la demanda como componente del coste de la energía constituye la única alternativa viable en su marco competencial.
Asimismo, frente a las críticas de algunas asociaciones de consumidores que tachaban la medida de «práctica abusiva», el regulador enfatiza que no se trata de trasladar indemnizaciones por daños, sino de pagar la energía efectivamente producida y consumida para devolver la electricidad al país durante una situación de emergencia legalmente prevista.
