REE admite problemas en el sistema y pide 607 millones de inversiones en la red de transporte
Propone cambiar la planificación vigente con equipos para amortiguar oscilaciones y controlar la tensión. Las eléctricas lo consideran un reconocimiento de que el apagón se podía haber evitado
El operador del sistema, Red Eléctrica (REE), ha propuesto una “modificación de aspectos puntuales” de la actual planificación 2021-2026 de la red de transporte en alta tensión (que también gestiona esta compañía), que supondría unas inversiones de 607 millones de euros adicionales a las incluidas en dicho plan. Este tipo de revisiones “puntuales” (las llamadas MAPS) se suelen plantear cada año o cada dos, y en este caso vendrían a demostrar, según los expertos, que el sistema eléctrico venía arrastrando problemas antes del apagón del 28 de abril de 2025.
El operador justifica su propuesta en el fuerte crecimiento de la generación fotovoltaica en Andalucía, Extremadura y Castilla-la Mancha, “sin que haya venido acompañado de nueva demanda” en dichas zonas. Una concentración que, según la compañía que preside Beatriz Corredor, ha generado flujos entre el sur y el norte superiores a los previstos en la actual planificación y ha incrementado la necesidad de acoplar generación térmica convencional, como las centrales de ciclos combinado, a través de los servicios de restricciones técnicas. Estos incluyen la llamada operación reforzada que REE aplica desde el apagón y que se ha traducido en un fuerte encarecimiento de los costes del sistema, que pagan los consumidores.
Tras analizar la situación, el operador considera necesario reforzar los medios para incrementar la amortiguación de las oscilaciones inter-aéreas (según los distintos informes sobre el apagón, el origen del mismo estuvo en dos oscilaciones, una de ellas, en una planta fotovoltaica del sur de Badajoz) y para mejorar el control dinámico de tensión (en última instancia, el incidente se debió a sobretensiones generalizadas que hizo que las centrales cayesen como fichas de dominó). Las oscilaciones son fenómenos en los que distintas variables fluctúan periódicamente y es necesario amortiguarlas adecuadamente pues, de lo contrario, se desencadenarán por pequeñas perturbaciones o de forma espontánea. Para sorpresa de las empresas del sector, el operador reconoce que las medidas previstas no alcanzan los niveles de amortiguamiento de la planificación; de hecho, señala que en un 85% de las horas el amortiguamiento es menor al 5%, que es lo que establece la regulación. Y, sin embargo, REE plantea ahora, sin justificar la razón, un objetivo del 10%.
La propuesta incluye varias actuaciones en la red de transporte: la primera, incrementar el citado amortiguamiento de oscilaciones inter-aéreas a través de equipos en dichas redes (e-Statcom), con una inversión de 366 millones de euros, sobre el total de 607 millones. El coste anual sería de 31 millones y la compañía compara esta solución con la de recurrir a los ciclos combinados para equilibrar el sistema. Otras dos actuaciones están relacionadas con la mejora del control de tensión (dinámico y estático), para lo cual plantea invertir 143 y 85 millones de euros, respectivamente, con nuevas reactancias (equipos que sirven para bajar y subir tensiones). Según los datos proporcionados por REE, “en el último año se han llegado a acoplar hasta 23 ciclos combinados de manera simultánea en horas nocturnas, por control de tensión estático”.
La propuesta fue remitida en mayo al Ministerio para la Transición Ecológica que, tras abrir una audiencia pública, cuyo plazo acaba de terminar, deberá aprobar en Consejo de Ministros en un real decreto. Según coinciden algunas de las alegaciones presentadas por las compañías, grandes y pequeñas, la planificación está desfasada, “se ha ido de las manos” pues la capacidad de renovables es superior a la planificada y tampoco coincide con la distribución geográfica prevista (“¿pensaba Red Eléctrica que la fotovoltaica se iba a instalar en el Norte?“, critican fuentes empresariales), lo que se deriva en una falta de capacidad para controlar oscilaciones y tensión.
Sin embargo, señalan las mismas fuentes, esto no ha ocurrido de manera espontánea, pues el operador del sistema dispone de toda la información sobre las solicitudes de acceso a las redes y de la potencia instalada. De hecho, ya en 2022 se había superado la capacidad de renovables prevista para 2026 (en estos momentos, 48.000 MW). Por tanto, añaden, “el operador debería haber corregido las desviaciones con respecto a la planificación mucho antes, lo cual, habría evitado el apagón”.
Según un portavoz de REE, “el objeto de la propuesta es poder complementar y mitigar la necesidad de utilización del mecanismo de restricciones técnicas por control estático y dinámico de tensión en la red de transporte y por estabilidad oscilatoria”. De esta manera, añade, “el despliegue de los dispositivos incluidos en estas MAPS permitirá reducir los costes para los consumidores”. Por otro lado, consideran que “estos elementos facilitarán una mayor integración de energía renovable por una menor programación de restricciones” y, en cualquier caso, “responde a la propia evolución del sistema eléctrico en este tiempo”.
Separación de funciones
El problema esencial, según algunos alegantes, es que “la propuesta va en contra de las soluciones de mercado que promueve la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para que las renovables proporcionen tensión dinámico de tensión”, y, por contra, servirán para incrementar las inversiones del transportista y su retribución en los peajes de la luz, pues están pensadas para sustituir la programación de los ciclos por restricciones técnicas. “Para garantizar la seguridad de suministro se opta por incrementar inversiones que benefician a REE”, critican.
De hecho, los más afectados son Naturgy, con el mayor parque de centrales de gas, y las fotovoltaica que se están adaptando para proporcionar control dinámico de tensión, que tendrán que competir “con los nuevos activos” del transportista. En definitiva, se considera una interferencia en el desarrollo de soluciones de mercado en el control de tensión.
La última palabra la tiene el ministerio que dirige Sara Aagesen, pero para las empresas, especialmente las distribuidoras eléctricas de Endesa e Iberdrola, “se trata de un reconocimiento de cuál fue la causa del apagón, al admitirse que no hubo una previsión adecuada”. Además, lo consideran una muestra evidente del conflicto de interés entre el operador del sistema, que diseña la planificación, y el transportista, integrado en el mismo grupo.
De hecho, una de las peticiones de las eléctricas, que han alegado a través de la asociación Aelec, es que el Gobierno proceda a la separación de las funciones de operación del sistema y el transportista. Y señalan que si el problema que desencadenó el apagón hubiese sido el incumplimiento de la normativa de control de tensión por parte de las generadoras (la CNMC ha abierto 65 expedientes sancionadores en este sentido a otras tantas instalaciones) “no sería necesario modificar ahora la planificación”, como propone REE.