El operador del sistema eléctrico entra en modo pánico
REE da una vuelta de tuerca y busca regularizar la “gestión reforzada” que aplica desde el apagón y pone en evidencia su dificultad para gestionar las renovables
Cuentan los viejos del lugar que cuando la electricidad se producía solo en las centrales convencionales (nuclear, hidráulica, ciclos combinados de gas o plantas de carbón) los responsables del operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE) “dormían a pierna suelta”. El funcionamiento continuo o casi continuo de unas instalaciones, especialmente las térmicas de carbón ya desaparecidas, dispuestas siempre para un arranque automático en caso de necesidad de la demanda, hacían impensable un apagón que se pudiera atribuir a sobretensiones por un ir y venir de una generación difícil de controlar, como la renovable. Los cortes de luz, que los había, eran habitualmente locales y atribuibles a unas redes de distribución deficientes o a causas físicas.
Pero la irrupción de las energías limpias (que funcionan solo cuando hay luz, como la fotovoltaica, o cuando sopla el viento, caso de la eólica, y suponen ya el 66% de la potencia instalada) y la falta de instrumentos adecuados para una gestión óptima del sistema por parte de REE han terminado con las noches -y los días- antaño apacibles del operador. Tras el cero eléctrico (la peor pesadilla para un técnico) que sufrió la Península Ibérica el pasado 28 de abril, REE optó por una “operación reforzada”, con una abundante programación de centrales de ciclo combinado para evitar la inestabilidad de las redes por exceso de generación (la energía reactiva, o producción que se pierde por falta de demanda, desestabiliza las redes y solo la puede absorber una central convencional). Esta hiperseguridad, con la programación de 20 o 30 ciclos combinados al día, ha supuesto un fuerte encarecimiento de los servicios de ajuste y, por tanto, de la factura de los consumidores.
Según opinión general, estas medidas de refuerzo habrían venido a demostrar lo que REE ha negado en estos meses: que el blackout se debió a una incorrecta gestión del sistema, a pesar de que el día de autos solo tenía programados seis ciclos combinados. Por el contrario, la compañía que preside Beatriz Corredor, lo atribuye al incumplimiento de las normas de control dinámico de tensión por parte de algunas plantas fotovoltaicas del sur y suroeste, cuya identidad sigue sin desvelarse, y que originaron, a su entender, las oscilaciones que provocaron el corte general.
Pero cuando el recuerdo del apagón parecía difuminarse (por la confusión generada por unos y otros y la proliferación de complejos informes técnicos que siguen sin aclarar sus causas) y cuando el cansado ciudadano parecía conformarse con pagar más a cambio de que se le asegurase el suministro, REE se despachó la semana pasada con una petición urgente a la CNMC para la modificación de varias de sus procedimientos de operación (PO), normas técnicas con las que funciona, que suponen una vuelta de tuerca de la “operación reforzada” que aplica desde mayo. Con todo, la más relevante no está incluido en esa solicitud al organismo regulador, sino en una instrucción que dio el pasado día 7 a las empresas generadoras, que se traducirá en una menor entrada de renovables en el sistema y, por tanto, menos ingresos para estas energías.
Con dicha instrucción, para la que REE está habilitada legalmente desde 2020, la compañía pretende que la velocidad a la que se producen oscilaciones de tensión por las entradas y salidas de renovables (hasta ahora, dos minutos) no sea superior al tiempo de respuesta de la tecnología que controla dichas tensiones (los ciclos combinados), esto es, que no entren y salgan de golpe. Como explican de manera gráfica en una empresa eléctrica, “se trata de ajustar el tiempo entre el incendio y la llegada de los bomberos”. Para ello ha ampliado el tiempo en el que las renovables se acoplan y desacoplan en el sistema, que pasa de los dos minutos citados a 15 minutos (las denominadas rampas de entrada y salida). Este cambio dará margen a las centrales convencionales (ahora no pueden por razones técnicas) absorber la energía renovable que resulte excesiva (bajando ellas mismas su producción) evitando posibles subidas de tensión. “Con una rampa de 15 minutos nos dejan fuera del mercado”, se lamenta el director de la asociación fotovoltaica UNEF, José Donoso.
Las afectadas dicen desconocer durante cuánto tiempo se va a aplicar esta instrucción. En el caso de las modificaciones de los procedimientos solicitados a la CNMC, este organismo da un mes a REE, ampliable por quincenas mientras se justifiquen los riesgos. La Comisión que preside Cani Fernández considera que estas medidas reducen la oferta y la competitividad del sector. Aunque el famoso PO.7.4 que incentivará económicamente a las plantas de renovables para que se adapten técnicamente (inversores con capacidad de formación de red o grid forming) y poder ofrecer un control dinámico de tensión está en vigor desde junio, no estará operativo hasta el primer trimestre de 2026.
Revés para la transición energética
Más allá de que haya habido un riesgo real de apagón (así lo demostraría la urgencia de la solicitud y los “cambios bruscos” o volatilidad en la tensión de los últimos días a que alude en su escrito, y ya no solo sobretensiones como en abril) todo indica que el operador del sistema ha entrado en pánico y no disimula su incapacidad para gestionar lo que considera en privado “una saturación de renovables”.
Hay quien considera que este intento de REE de regularizar la operación reforzada del sistema es “un torpedo en la línea de flotación de la transición energética y de una planificación (PNIEC) basada en el impulso a las renovables”. En un sector como el energético, muy afectado por la polarización política entre quienes apoyan la transición y los que siguen apegados a los hidrocarburos, las medidas del operador resultan “una victoria póstuma de las plantas convencionales en declive, que vienen defendiendo desde hace años su función de respaldo”, como lo describe un experto. Además, REE reconoce por primera vez el problema que le supone gestionar el autoconsumo, una energía sin contadores y que le es opaca a la hora de determinar la demanda y los vertidos a las redes.
Con sus nuevas medidas, REE busca también un marco legal para protegerse de futuras reclamaciones por incidentes como el de abril, sospechan en el sector. Aquellas encarecerán la factura de los consumidores domésticos e industriales, aunque beneficiará a las comercializadoras, ya que los procedimientos de operación se consideran un coste regulado (hasta ahora era un coste de la energía) que pueden trasladar directamente a los clientes con contrato libre. El extracoste de los mercados de ajuste (por la disponibilidad de una energía más cara, como la del gas, al margen del mercado normal diario), se ha disparado desde los 240 millones de euros de hace cuatro años a los 4.000 millones este año.
Lo ocurrido estos días resulta similar a lo acontecido a finales de abril: poca demanda, mucha energía solar y dos centrales nucleares paradas por recarga (Cofrentes y Almaraz II). En este punto vuelve a surgir el fantasma de si mantener o no el actual calendario de cierre del parque atómico español, que integran siete centrales y cuya clausura total está prevista para 2035.
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