De i. a d: Beatriz Corredor, presidenta de Redeia, Teresa Ribera, exministra para la Transición Ecológica, y Sara Aagesen, actual ministra. E. E.
¿Un exceso de renovables? Redeia y la CNMC ya avisaron de que podrían provocar "incidentes en el suministro"
Además, en diciembre pasado, Red Eléctrica tuvo que interrumpir por tercera vez en 2024 el suministro eléctrico a la gran industria por necesidades del sistema.
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Nadie se atreve a desvelar las causas del apagón total en España que ha dejado sin suministro eléctrico a toda la península ibérica, parte de Francia y otras zonas de Europa. Pero tanto Redeia, encargada de la operación del sistema eléctrico, como la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia), advirtieron de que esto podría ocurrir hace pocos meses por el exceso de renovables.
En un primer momento, Reuters informó de que a la hora de la caída energética, REN (el operador del sistema eléctrico portugués) apuntaba a que se había producido un efecto meteorológico excepcional llamado grid galloping, que se provoca por una alta agitación térmica (calor) y viento, en el lado español. Además, en ese momento, el 70% del mix era fotovoltaico y viento, es decir, había mucha generación renovable y, por tanto, poca inercia en la red. Sin embargo, esa información fue posteriormente desmentida por el REN.
Por su parte, Entso-e, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad, ha indicado que se produjo una bajada de 0,15 Hz en la red europea, suficiente para provocar una caída de la red, y Red Eléctrica de España ha reconocido que ha habido un problema que se inicia en una subestación próxima a Francia. De hecho, atribuyó el efecto dominó del apagón a un fallo de conexión con Francia.
Estos indicios traen a la memoria que, en enero pasado, la CNMC publicaba un análisis sobre la situación del control de tensión dentro de la revisión sobre la retribución de las redes. En su informe señalaba que la creciente integración de energías renovables y la caída de demanda está provocando unas elevadas oscilaciones en los niveles de tensión que pueden acabar provocando apagones.
Por otro lado, la bajada del consumo podría reducir la necesidad de transporte de energía activa por las redes y provocar un menor consumo de energía reactiva. Todo ello supone un aumento en la tensión del sistema y ello hace que el regulador prevea escenarios en el corto y medio plazo donde este efecto podrá ir en aumento.
También Redeia señalaba en otro informe de febrero pasado que "existen riesgos por la desaparición del sistema de una generación firme como es la nuclear, con el cierre de las centrales y los problemas por el exceso de renovables".
Red Eléctrica alertaba a sus inversores de que a medio y largo plazo estos procesos pueden tener un efecto para su actividad, sus clientes y usuarios. En concreto, la compañía informaba en su informe anual de 2024 del riesgo de “pérdida de prestaciones de generación firme asociada al cierre de centrales de generación convencional (carbón, ciclo combinado, nuclear)”.
Publicado en la CNMV, el análisis detallaba por primera vez que “el cierre de centrales de generación convencional como las de carbón, ciclo combinado y nuclear (consecuencia de requisitos regulatorios), implica una reducción de la potencia firme y las capacidades de balance del sistema eléctrico, así como su fortaleza e inercia”.
Un riesgo que puede afectar al suministro, según destaca en su página 112. “Esto podría aumentar el riesgo de incidentes operacionales que puedan afectar el suministro y la reputación de la empresa". Esta incidencia supone un riesgo, con un horizonte temporal a corto y medio plazo. El riesgo se ubica en las actividades propias y de los clientes y usuarios”, explica Red Eléctrica.
Aviso de Ents-o
Ya son demasiadas las voces que avisan de que el exceso de renovables está provocando falta de inercia en la red. También Ents-o presentó un informe que advertía de que España corría el riesgo de apagones en 2030 por el cierre nuclear, el incierto futuro de los ciclos y el complejo objetivo renovable.
Los modelos eléctricos convencionales no suponen mayor problema y generan una gran inercia en el sistema eléctrico. Sin embargo, con la introducción de energías renovables como la fotovoltaica o la eólica, esta inercia cada vez es menor.
Por cómo se produce la energía solar y otras renovables con electrónica de potencia, esta inercia se intenta establecer de forma sintética, pero son necesarios sistemas de almacenamiento, si no se cuenta con grandes plantas, para que los algoritmos sean realmente efectivos, según explica Víctor Baeschlin, en su blog 'Transición Energética'. Y mientras no haya almacenamiento, no hay otra opción que mantener las nucleares (o aumentar la producción de los ciclos de gas).
Según el informe Descarbonización del Sistema Eléctrico en España, realizado por Adolfo García Rodríguez, ingeniero del ICAI y expresidente de la ingeniería Empresarios Agrupados (EA), una red eléctrica requiere disponer de generación eléctrica fiable y segura en base en el rango del 30% al 40% del consumo total (en función de sus características) con el fin de garantizar una buena gestión de su explotación.
Respuesta activa de la demanda
También la industria se ha visto involucrada en los cambios en la gestión de la demanda eléctrica. En diciembre pasado, Red Eléctrica interrumpió por tercera vez en ese mismo año el suministro eléctrico a la gran industria del país. El objetivo era hacer frente a la rampa de demanda que se incrementaba habitualmente en este horario.
La decisión de aplicar el Servicio de Respuesta de la Demanda (SRAD) se aplicó tras el fuerte aumento del consumo de energía provocado por una bajada de las temperaturas en España y que llevó a superar la cifra de los 40.000 MW.
