Las grandes eléctricas niegan un riesgo inminente de otro apagón pero atacan el modelo de control obsoleto de Red Eléctrica

Seis meses después del gran apagón, y a la espera aún de que se concreten todas las causas y los responsables del desastre, el sector eléctrico sigue viviendo momentos de tensión. En las últimas semanas han saltado las alarma tras detectarse numerosos cambios bruscos de tensión en el sistema eléctrico y por la urgencia con que los reguladores se han lanzado a poner parches temporales para evitar males mayores. Las grandes eléctricas, no obstante, descartan que exista riesgo inminente de que se produzca otro apagón porque el escenario actual es diferente al del histórico 'cero energético'

Tras medio año de choques directos con Red Eléctrica a cuenta del colapso eléctrico del 28 de abril, la patronal Aelec -que agrupa a Iberdrola, Endesa y EDP- se alinea en esto con el operador del sistema y descarta que haya una amenaza real actualmente de que se registre un nuevo gran apagón el mercado español. “Los problemas de tensión actuales no son un problema como el acontecido el pasado 28 de abril. No estamos ante un escenario de incidente como el del 28 de abril”, ha sentenciado la directora de Regulación de la asociación eléctrica, Marta Castro, en un encuentro con la prensa.

Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico, alertó al Gobierno y a la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) de que se están registrando variaciones bruscas de tensión y pidió la adopción de medidas urgentes para controlarlos y garantizar la seguridad de suministro eléctrico. La CNMC ha aprobado ya aplicar algunas de estas reformas urgentes del funcionamiento del sistema de manera temporal (al menos durante un mes y ampliable hasta tres) y estudiará más en profundidad otras propuestas de REE y el Gobierno para fortalecer aún más el control de la tensión.

El regulador dejó fuera del paquete de medidas urgentes precisamente una reforma clave que reclamaba Red Eléctrica -y que rechazaban las compañías eléctricas- que implicaba elevar al máximo la disponibilidad de las centrales eléctricas convencionales (centrales nucleares, de gas e hidroeléctricas) para actuar de instantánea para evitar problemas de tensión si lo exigía el operador del sistema. La CNMC ha creado un grupo de trabajo para estudiar más en profundidad los efectos de adoptar medidas de mayor intervención de las instalaciones del sector eléctrico.

Sin escenario de apagón, pero con problemas

Desde Aelec se apunta que las oscilaciones que se han registrado en las últimas semanas no son de la envergadura que las que llevaron al cero eléctrico el pasado abril. “No estamos ante un escenario de apagón”, apuntan desde la patronal, “pero las oscilaciones sí confirman que persisten los problemas de tensión aún con la operación reforzada” que desarrolla Red Eléctrica reduciendo ligeramente la aportación de las renovables y priorizando el uso de centrales de gas e hidroeléctricas para dar más estabilidad al sistema.

Las compañías eléctricas denuncian que la operación reforzada de REE frena la transición energética al limitar la entrada de renovables y está encareciendo el precio de la luz, y no puede ser una solución a largo plazo. Red Eléctrica seguirá utilizando esta forma de operación del sistema al menos hasta principios de 2026, hasta que estén efectivamente en marcha algunas de las medidas que se han ido adoptando para reforzar el sistema.

La directora de Regulación de Aelec ha subrayado que los problemas de tensión registrados en septiembre en ningún caso son un escenario similar al que llevó al cero eléctrico de finales de abril. Los episodios de variaciones bruscas de tensión del 25, 26 y 28 de septiembre tuvieron que ver con las limitaciones del actual control de tensiones y, en particular, con la obligación que tienen las renovables de funcionar con factor de potencia constante. De esta manera, ello conlleva que, si en un momento determinado se conecta simultáneamente una elevada cantidad de potencia fotovoltaica, la tensión oscila a la baja debido del incremento simultáneo de absorción de energía reactiva. En el caso de los escenarios de oscilaciones de tensión del pasado 25 de septiembre a las 13:00 horas, las oscilaciones a la baja de tensión coincidían en el tiempo con la conexión simultanea de 1.164 megavatios (MW) de fotovoltaica, señaló.

Un problema estructural

Las grandes eléctricas alertan de que lo problemas de tensión del sistema eléctrico “no son un fenómeno puntual, sino que es un problema estructural” que pone en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico y cargan contra el “modelo obsoleto” de control de Red Eléctrica y que permite la regulación de la CNMC y el Gobierno y contra la “falta de inversión” en crear las infraestructuras necesarias en la red para dar mayor estabilidad. De hecho, la patronal de las energéticas apuntan que Red Eléctrica lleva avisando en informes de problemas para controlar la tensión desde hace más de una década.

Las eléctricas denuncian el caso particular de España cuyo sistema eléctrica opera con mucho menos margen para evitar problemas de desconexiones masivas. Cuando las tensiones son demasiado altas, aumenta el riesgo de paradas y averías graves. En España, las tensiones han ido aumentando año tras año y, según Aelec, la solución de Red Eléctrica fue considerar “normal” tensiones hasta 435 kilovoltios (kV), cuando el estándar europeo es 420 kV. “En la práctica, esto significa elevar el umbral de normalidad en lugar de reducir las tensiones”, apunta la patronal. En Europa, las centrales eléctricas están protegidas para desconectarse automáticamente si la tensión supera los 440 kV, lo que deja un margen operativo de 20 kV (de 420 kV a 440kV). En cambio, en España, el margen sería de solo 5 kV, “un rango tan pequeño (similar al error de medida) que cualquier desviación puede provocar desconexiones masivas”.

“El problema de tensión en España no es una anomalía técnica puntual, sino la consecuencia de un modelo obsoleto y una falta de inversión en estabilidad”, explica Aelec. “Otros países europeos -como Italia- han demostrado que la solución funciona: basta con permitir que las renovables participen activamente en el control de tensión y dotar al sistema de los equipos necesarios”. Y es que la asociación de Iberdrola, Endesa y EDP piden una reforma del modelo de control de las tensiones para evitar problemas que debe basarse en tres ejes: el control dinámico de tensión en todas las tecnologías, la inversión en red y tecnologías, así como normas técnicas coherentes y coordinación institucional.

La asociación de las grandes eléctricas plantea una solución que se apoye en control dinámico de tensión en todas las tecnologías (también las renovables), con la implantación ya del control de tensión dinámico, con seguimiento de consignas en tiempo real, como prevé el nuevo procedimiento operativo (PO 7.4) aprobado por la CNMC. Las eléctricas apuntan que, en muchos casos, esta modalidad no requeriría de inversión adicional, siendo solamente necesario habilitar las funciones ya disponibles en los inversores.

Además, Aelec aboga por la inversión en red y tecnología, con la instalación urgente de reactancias y statcom en los puntos críticos de la red, como ya hacen países del entorno como Italia; y por unas normas técnicas coherentes y coordinación institucional, como mantener los límites europeos de 420 kilovoltios (kV) y un refuerzo de la colaboración entre REE, CNMC, el Ministerio para la Transición Ecológica, y tmabién las compañías con redes de distribución de y las de generación de electricidad.

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