Beatriz Corredor exime a REE de cualquier responsabilidad en el apagón y señala directamente a las eléctricas

El operador del sistema, que este miércoles ha presentado su propio informe sobre lo ocurrido el pasado 28 de abril, asegura que la programación operativa del día anterior -27 de abril- fue adecuada y suficiente para garantizar la estabilidad de la red.

“Nuestro análisis técnico corrobora que la programación de control dinámico de tensión que se hizo el día 27 era suficiente”, afirmó Concha Sánchez, directora general de Operación de REE, durante la presentación.

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Junto a ella compareció la presidenta del operador, Beatriz Corredor, quien aseguró que fueron los grupos de generación convencional -es decir, las compañías eléctricas- los que no respondieron como debían ante las condiciones de tensión.

Sánchez fue aún más explícita: “Efectuamos todos nuestros estudios de análisis siguiendo la premisa de que el resto de sujetos del sistema van a cumplir con sus funciones”.

REE asegura además disponer de simulaciones que demuestran que, si las eléctricas hubieran cumplido con su obligación de control de tensión, el sistema no habría colapsado. “Incluso añadiendo un ciclo combinado más a la operación del día 28, el sistema habría caído igualmente”, subrayó Sánchez.

Beatriz Corredor lanzó otro dardo a las compañías eléctricas en la presentación de su informe. Según la presidenta de REE, además de su propia información, solicitó datos a otros agentes del sistema eléctrico que, "cuando los han facilitado, que no ha sido siempre, lo han hecho especificando su carácter de confidencial" y de forma "parcial".

Las declaraciones del operador del sistema se producen un día después de que la vicepresidenta tercera, Sara Aagesen, repartiese las responsabilidades del apagón entre REE y las eléctricas, señalando en el primer caso la “mala planificación" del operador del sistema el día 27.

Pese a todo, Beatriz Corredor defendió este miércoles que el informe elaborado por Red Eléctrica -que es "de carácter obligado"- es "compatible con el del Gobierno” y que, además, “lo complementa”.

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El análisis se centra en lo acontecido a partir de las 12:00 horas del 28 de abril, pese a que el Gobierno reconoció en su informe inestabilidades a partir de las 9:00 horas.

Según el operador, "los datos disponibles demuestran que ni fueron relevantes ni fueron origen de lo que ocurrió después". "Partiendo de esta premisa, el informe, que podrá consultarse en la web de Red Eléctrica, determina que antes de las 12:03 horas el sistema se encontraba en valores admisibles de tensión y frecuencia", apuntó Corredor.

A partir de ese momento, el operador describe la sucesión de "varios eventos relevantes que llevaron al colapso del sistema": dos oscilaciones "forzadas", es decir, desencadenadas por posibles anomalías internas de una planta fotovoltaica ubicada en Badajoz y "tres eventos de pérdidas de generación por disparos incorrectos".

Sobre la planta fotovoltaica de Badajoz, la directora general de Operación de REE aseguró que las fotovoltaicas que se encontraban en la misma ubicación "no presentaron ese comportamiento" y que "no es la primera vez que observamos algo así".

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Aunque e REE asegura disponer de datos de lo que ocurrió en esa instalación, Concha Sánchez barajó que "podría deberse a un problema en los controles internos de la planta".

Según el operador del sistema, el incidente no se debió a fallos en la frecuencia ni a falta de inercia, sino a un desequilibrio de potencia reactiva provocado por la desconexión indebida de algunas centrales.

En su informe, REE asegura que la programación para ese día se realizó conforme a la normativa vigente, basándose en la premisa de que todos los agentes cumplirían con sus prestaciones técnicas.

Sin embargo, denuncia que algunas plantas se desconectaron sin haber alcanzado los umbrales de tensión que justifican dicha acción, vulnerando el procedimiento operativo 1.1 y la orden TED/749/2020.

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Además, REE acusa a los grupos generadores sujetos al procedimiento P.O. 7.4 de no absorber la energía reactiva a la que estaban obligados.

También alegó que sus propios equipos, como reactancias y condensadores, funcionaron correctamente, pero al tratarse de elementos estáticos, "no pueden sustituir el control dinámico que deben ejercer las centrales convencionales".

El informe también descarta problemas de frecuencia o inercia. "El sistema contaba con suficiente inercia, según las recomendaciones de ENTSO-E, y con reservas gracias a la programación por restricciones técnicas", dicen.

En cuanto a la interconexión con Francia, REE defendió la activación del modo “potencia fija” en el enlace HVDC, que une Santa Llogaia (España) con Baixas (Francia), una maniobra "habitual para amortiguar oscilaciones", y subrayó el papel clave que jugó en la posterior recuperación del sistema.

Por último, REE defendió que los sistemas de defensa de la red de transporte y los deslastres de carga funcionaron según lo previsto. No obstante, reconoció que estas herramientas no son capaces de aislar un incidente de estas características y afirmó que no dispone de datos sobre las actuaciones realizadas en la red de distribución.