Cables de alta tensión de la red eléctrica.
Red Eléctrica desoyó reiterados avisos sobre la inestabilidad del servicio vinculados al exceso de energías renovables
En las semanas previas al apagón, hubo avisos por los canales convencionales de comunicación entre generadores y distribuidores de electricidad con REE
Más información: ¿Un exceso de renovables? Redeia y la CNMC ya avisaron de que podrían provocar "incidentes en el suministro"
Las investigaciones que se están llevando a cabo desde la comisión que preside la vicepresidenta tercera del Gobierno, Sara Aagesen, para esclarecer las causas del apagón total que dejó a oscuras la península ibérica todavía no señalan si fue por un exceso de renovables.
Sin embargo, Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico español, sí recibió semanas, días y horas antes varias señales y advertencias sobre la falta de estabilidad y alteraciones en el suministro eléctrico y por tanto, de que algo no iba bien.
Entre otras, destaca el envío de comunicaciones a través de los canales convencionales de generadores de energía y empresas distribuidoras sobre problemas de tensión y frecuencia, pero también ahora cobran relevancia sucesos de meses pasados donde hubo cortes de electricidad momentáneos.
Sin irse muy lejos, el pasado 22 de abril, un fallo en el suministro eléctrico causó caos en la estación de trenes madrileña de Chamartín, dejando atrapados a cientos de pasajeros durante más de una hora y media.
No era la primera vez. En febrero pasado, hubo varias incidencias por falta de suministro eléctrico en las líneas AVE de Madrid a León, en marzo, otros problemas eléctricos entre la capital y Barcelona, al igual que en las líneas que iban a Huelva.
También el pasado 9 de enero, el titular de la central nuclear Almaraz II (Cáceres) notificaba al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), la parada automática del reactor, mientras la unidad operaba al 100% de potencia, por problemas con el generador eléctrico.
"Unas horas antes, dicho regulador se había pasado a manual por oscilaciones en la red de alta tensión", según el comunicado del CSN. La baja tensión de excitación en el generador eléctrico puso en marcha las protecciones de la turbina deteniendo automáticamente el reactor.
Horas antes del gran apagón
Y justo, poco antes de las 12.33 horas del 28 de abril, Jorge Antonio González, director de Energía y Proyectos de Losán, explica en redes sociales que "horas antes del apagón la red ya daba avisos de inestabilidad".
"Revisando nuestros analizadores de red de nuestras fábricas debo decir que parece que es muy cierto, en el caso particular del analizador de Cuenca con un suministro en 132 kV, parecen verse varios eventos", señala.
"Uno hacia las 11.00 de la mañana donde se ve caer la tensión a 127 kV y luego una subida hasta los 139 kV, otro hacia las 12.00 de la mañana donde se ven movimientos de tensión muy pronunciados con caídas hasta 127 kV de nuevo y recuperación hasta unos 135 kV", apunta.
"Y otro muy similar al anterior sobre las 12.20 de la mañana con movimientos bruscos de tensión cayendo a 126 kV y recuperando hasta 134 kV", recalca.
Informes de la CNMC y Redeia
Además de estos sucesos, 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
También Ents-o, la Red Europea de Gestores Europeos de Redes de Transporte de Electricidad, 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.
