Era el gran temor que sobrevolaba los despachos de la cúpula eléctrica del país desde el 28 de abril. Casi se hizo realidad los últimos días de septiembre. El susto aún no ha desaparecido en Red Eléctrica, el operador del sistema. Aquellas “bruscas” variaciones de tensión detectadas podían volver a dispararse hasta amenazar el suministro y provocar un nuevo ‘cero energético’. La jornada oscura del mes de abril dejó muchas dudas y no pocos temores sobre el modelo, gestión y futuro del sistema eléctrico español. El último ‘amago’ de apagón ha acreditado que las medidas de refuerzo aplicadas en los cinco meses transcurridos no son suficientes para blindarnos.

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El colapso energético abrió los ojos a la sociedad española y suscitó muchas preguntas sobre el proceso de descarbonización en marcha. La apuesta por una energía verde supone impulsar las renovables y un cambio radical del modelo energético. El modo en el que se quiere alcanzar el objetivo aún suscita algunas dudas. Fundamentalmente por el ritmo al que se plantea, el estado de la red que lo debe soportar o por si el cierre nuclear se demuestra precipitado.

En los últimos meses, tanto el operador del sistema, Red Eléctrica, como el Gobierno han impulsado medidas que en algunos casos estaban arrinconadas y que ahora reflotan como respuesta de urgencia para conformar una suerte de ‘escudo antiapagones’. Un plan de modificaciones y reformas que tiene a las energías renovables en el punto de mira y que las convierte en nuevos agentes prioritarios no sólo de suministro sino también con mucha mayor participación en la prevención y control de la red para evitar otro apagón.

Los problemas de sobretensión -que según todos los informes fueron la causa del apagón-, han continuado. Esta semana Red Eléctrica anunciaba que abre un proceso para que la CNMC eleve a audiencia pública varias modificaciones normativas -para su posterior aprobación- que supondrán cambios en los procesos de programación de la energía, en las restricciones técnicas que se aplicarán a las eléctricas, en el control de la regulación secundaria y en los procedimientos de control de la tensión.

"El operador del sistema no se fía mucho"

Y lo pide por la vía urgente, tanto que apenas ha dado cinco días al sector para presentar alegaciones a este nuevo plan de refuerzo. “El operador del sistema no se fía mucho y por eso ha decidido ser más conservador. Plantea más medidas urgentes contra esa inestabilidad que genera la entrada y salida constante de las plantas, que en algunos casos se contrarrestan y en otras amplifican esas inestabilidades de tensión”, asegura Juan Virgilio, director general de la Asociación Empresarial Eólica (AEE). Afirma que en España, tras el apagón, “la seguridad prima por encima de todo, cueste lo que cueste, pese a que medidas como el mecanismo reforzado y otras van a suponer un incremento del coste”.

Rampas de acceso de 15 minutos. Serán medidas que se sumarán a las que recientemente han cambiado el funcionamiento del sistema energético de nuestro país, sus mecanismos de ajuste. La última entró en vigor el pasado día 8. Desde este miércoles, a las energías eólicas se les obliga a tomárselo con más calma, a no conectarse y desconectarse a la red de manera tan brusca e inmediata sino a hacerlo en periodos progresivos y más lentos, en una suerte de ‘rampas’ de progresión en su generación energética a la red.

Hasta ahora, la energía eólica y la fotovoltaica podían realizar sus aportaciones energéticas a la red en periodos máximos de 2 minutos, lo que multiplicaba el número de entradas y salidas. La energía fotovoltaica tiene capacidad para entrar al sistema casi de manera instantánea, ritmo que ahora deberá ralentizar. Desde el día 8, esos procesos se deberán realizar como mínimo en periodos de 15 minutos. Es el tiempo que deberá transcurrir hasta alcanzar el 100% de su capacidad y el que también deberán prolongar para sus procesos de desconexión. De este modo, se frenarán las “dinámicas rápidas” que pueden provocar desajustes y alteraciones bruscas de la tensión de modo más habitual.

Vigilancia de la tensión

No es la única medida del escudo ‘antiapagones’ en marcha. En junio pasado, el Gobierno aprobó cambios en lo que se denomina el ‘procedimiento de operaciones 7.4’. Este procedimiento es una suerte de red de vigilancia y respuesta por parte de los generadores de energía para que puedan controlar la tensión e inyectar o absorberla en casos de alteraciones imprevistas. Hasta ahora, sólo las fuentes de generación convencional –ciclos combinados de gas, hidráulica y centrales nucleares- podían participar de esa red de vigilancia en tiempo real, de esa ‘vigilancia dinámica’ de la tensión. Por esa labor de ‘guardia’ y vigilancia continua perciben una remuneración. “El control de tensión es una cuestión muy local. No será obligatorio realizar esta labor pero sí será necesario que existan plantas suficientes, de suficientes tecnologías y en distintas zonas geográficas homologadas para que sea efectiva”, apunta Virgilio.

'Procedimiento 7.4': vigías en tiempo real. Las energías renovables estaban excluidas de esta vigilancia dinámica, en tiempo real. Para la fotovoltaica y la eólica, Red Eléctrica sólo les autorizaba a participar de un control básico, un posible refuerzo pero que estaba previamente programado el día anterior y que era invariable ante posibles alteraciones. Tras el apagón del 28 de abril, el ‘procedimiento de operaciones 7.4’ se ha modificado. Red Eléctrica quiere que más ojos estén pendientes de qué ocurre con las oscilaciones de tensión y que se pueda actuar más rápido y en más lugares. Por eso permite a las renovables sumarse al refuerzo ‘dinámico’, en tiempo real, que ya hacían las energías convencionales. Su amplia dispersión e implantación geográfica permite robustecer la red al abarcar más y poder actuar de modo más urgente en caso de necesidad para inyectar o absorber tensión al sistema.

Desde la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) se considera que la participación de plantas como las suyas suponen un avance: “Es cierto que a las centrales térmicas se les da bien inyectar potencia reactiva, pero no así absorberla. En cambio, a las renovables no les ocurre eso y pueden compensarlo. Además, están mucho más distribuidas por toda la geografía y eso también será positivo”, señala Héctor de Lama, director Técnico de UNEF. Reconoce que por el momento no se les han trasladado todos los detalles sobre cómo se plantea el proceso y que la última referencia data de hace tres años: “En 2022 se aprobó y se hizo una prueba para ver cómo funcionaría. Se comprobó que las renovables tienen más rango de control de la tensión, que, por ejemplo, pueden estar más preparadas que las centrales de ciclo combinado”.  

Más convencional, menos renovable

Por el momento, esta incorporación de las renovables va despacio. Quienes quieran sumarse a esta red de refuerzo, y cobrar por ello, deberán acreditar capacidad, pasar unas pruebas y habilitarse previamente por Red Eléctrica. El objetivo es que al menos antes del primer trimestre del próximo año pueda completarse el proceso, que incluso se confiaba en poder cerrar en diciembre.

Sistema reforzado desde el 28 de abril. Todas estas medidas ‘antiapagones’ se deben añadir al refuerzo que ya está en marcha desde el apagón. Desde entonces, Red Eléctrica ha reforzado el peso de las energías convencionales, síncronas, para disponer de mayor capacidad para absorber oscilaciones de tensión e inercia. Así, la generación renovable se ha limitado en las horas en las que pueda producirse más inestabilidad de tensión. Hasta finales de septiembre no se produjeron situaciones de riesgo, como la ahora revelada por el operador. “A pesar de la operación de refuerzo que han planteado sigue habiendo inestabilidades. La potencia fotovoltaica está creciendo mucho, más que la eólica y los mecanismos para controlar la tensión siguen sin activarse al 100%”, asegura el director general de la AEE.

El refuerzo no fue suficiente para compensar algunas circunstancias que se produjeron en la última semana de septiembre. Además del buen tiempo que incrementó la producción de renovables, fotovoltaica fundamentalmente, se sumó un descenso de la demanda y una menor capacidad de absorción de las oscilaciones al estar la red menos dotada de potencia síncrona. Un reactor de Almaraz y otro de Cofrentes no estaban operativos para aportarla.   

El cierre nuclear

Precisamente esa capacidad del sistema para acreditar solvencia para absorber las oscilaciones de tensión podría estar aún más en peligro si se cierran las centrales nucleares. Actualmente la energía nuclear representa el 19% del ‘mix energético’ español. Las centrales aportan esa capacidad de absorción que requiere la red y que esta semana se ha vuelto a demostrar necesaria. Muchos expertos en energía insisten en que cerrar las cinco centrales nucleares es un error y debilitará sobremanera esa capacidad para hacer frente a oscilaciones de tensión en el sistema.

Horizonte nuclear. Almaraz ya ha iniciado el proceso de desmantelamiento. Lo ha hecho este mes con la elaboración del documento en el que debe detallar cómo se llevará a cabo el proceso y lo debería completar, si no se revierte antes el plan de cierre, en marzo del próximo año con la solicitud oficial del cese de actividad. Almaraz es la primera en la lista. El cierre de su primer reactor está previsto para finales de 2027 y el segundo en 2028. A partir de ahí, según el calendario previsto, continuarán el Ascó / (en 2030), Cofrentes (2030), Ascó II (2032) y Trillo y Valdellós II en 2035.

En esta batería de medidas ya en marcha o ahora solicitadas a la CNMC también ha irrumpido recientemente otro cambio sustancial: la tarificación del precio de la luz cada 15 minutos. Desde este mes, las compañías de energía tienen que aplicar la normativa comunitaria que les obligará a fijar el precio de la energía por tramos de 15 minutos y no de una hora, como hasta ahora.

De esta manera se pretende ajustar de modo mucho más fiel el precio y reducir su volatilidad. Los aportes energéticos de las renovables a la luz no son constantes sino intermitentes, lo que puede hacer fluctuar mucho los precios. Este cambio supondrá recabar cuatro veces más datos, cambiar el cálculo de las facturas y altera las planificaciones de consumos.

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