Fotomontaje de una central hidroeléctrica y una planta de ciclo combinado con el fondo de un mercado eléctrico.
REE revive los días previos al apagón: activa de urgencia ciclos de gas e hidroeléctricas y pide reducir la demanda
El operador del sistema convoca de urgencia 5 GW de ciclos combinados, 2 GW de hidroeléctrica y reduce 1,7 GW de demanda industrial.
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La última semana de enero comenzó con una alta participación de renovables, especialmente de eólica, como consecuencia de las borrascas que recorren la península, pero se torció el miércoles por la velocidad extrema del viento.
El lunes y el martes el porcentaje de generación libre de CO2, según datos de REE, superaba el 85% en todas las franjas horarias gracias a la aportación de la eólica durante el día y la noche, y en las horas centrales también sumando la la fotovoltaica.
"Las condiciones meteorológicas extremas provocaron una reducción importante de la producción eólica, unos 9.000 MW, una situación parecida a abril pasado, a la del pre-apagón", señala a EL ESPAÑOL-Invertia Jorge Antonio González Sánchez, Deputy General Manager en la empresa de servicios energéticos REBI.
"Semanas y días antes mucha gente presumía de récord de generación renovable en el mix nacional y luego tuvimos el cero energético". A la eólica hay que sumar que las reservas hidroeléctricas se sitúan muy por encima de las medias de los últimos cinco y 10 años. Con las fuertes nevadas, lluvias y precipitaciones previstas, el sistema se enfrenta a un escenario en el que es necesario liberar agua para gestionar los embalses.
La diferencia entre aquel 28 de abril y este 28 de enero es que "el operador del sistema ha aprendido la lección y tiene 'al ralentí' al menos unas 20 centrales de ciclo combinado (gas), cuando en abril solo tenía a su disposición unas ocho", añade.
Es decir, si estas plantas están ya encendidas a carga baja, pueden reaccionar casi al instante ante una caída de producción renovable o un pico de demanda, evitando desvíos grandes y activación masiva de servicios de ajuste más caros.
"Esa es la diferencia entre el entorno pre-apagón de abril y el actual, y REE pudo convocar de urgencia a generar más de 5.000 MW adicionales de potencia, y además de unos 1.500 MW - 2.000 MW de hidroeléctrica... y además hubo que desconectar unos 1.700 MW de demanda industrial a través del mecanismo SRAD (Servicio de Respuesta Activa de la Demanda)".
Respaldo síncrono
Los ciclos combinados, junto con la nuclear y la gran hidráulica, son necesarios para aportar inercia, clave en un sistema con muchas fuentes asíncronas (solar fotovoltaica o eólica), que aún no contribuyen con suficiente volumen a estabilizar la frecuencia.
"Nadie sabe cuántos parques renovables han conseguido la habilitación para participar en esa labor de dar inercia al sistema, porque REE no publica los datos", puntualiza González Sánchez. "Se habla de unas 20 instalaciones, pero se desconoce cuánta capacidad representan".
Según el experto, solo se subieron 5.000 MW de gas porque era lo máximo que se podía conectar en el mismo instante que lo requería el operador del sistema. "El problema es que esto demuestra que la red sigue siendo débil".
"A día de hoy habría que preguntarse qué hubiera pasado si no hubieran estado activos", concluye, aunque reconoce que si en abril de 2025 fue un problema técnico, en este mes ha sido por las duras condiciones meteorológicas.
Colapso eólico y SRAD
Según el subdirector de Selectra, Borja Osta, no solo hay que mirar a la producción eólica, sino a lo ocurrido en el sistema eléctrico portugués.
"Es importante aclarar que no se trató de un fallo estructural ni de un riesgo de colapso del suministro, sino de un ajuste puntual derivado de condiciones meteorológicas extremas".
Los aerogeneradores cuentan con límites de seguridad tanto por exceso como por defecto de viento. Cuando la velocidad del viento supera ciertos umbrales, las turbinas deben detenerse automáticamente para evitar daños en sus componentes, concreta.
En este caso, aunque se había previsto una producción eólica elevada, en diversas zonas la velocidad del viento fue superior a la estimada, lo que obligó a la parada simultánea de numerosos aerogeneradores y redujo de forma repentina la generación prevista.
Para compensar esta caída inesperada de producción, el sistema eléctrico activó los mecanismos habituales de equilibrio entre oferta y demanda. Entre ellos, la respuesta activa de la demanda, donde determinadas industrias reducen temporalmente su consumo de forma coordinada.
En su análisis, destaca que estos mecanismos forman parte del funcionamiento normal de un sistema eléctrico moderno, especialmente en un contexto de mayor penetración de energías renovables, que por su propia naturaleza dependen de factores meteorológicos.
Lejos de suponer una anomalía grave, este episodio demuestra la capacidad de adaptación y resiliencia del sistema ante variaciones bruscas en la generación.
En definitiva, se trató de un ajuste puntual, de corta duración y gestionado dentro de los parámetros previstos, sin que se produjera una interrupción generalizada del suministro.
