Las medidas para evitar un nuevo apagón «repercutirán en la factura de los consumidores»
En apenas unos días podrían implementarse unos cambios temporales en la regulación del mercado eléctrico después de que Red Eléctrica haya observado «variaciones bruscas de tensión» durante las dos últimas semanas
El 28 de abril de 2025 aún sigue fresco en la memoria de todos. Hacía muchos años que España no vivía un apagón generalizado y aquella jornada la electricidad faltó también durante horas en Portugal y el sur de Francia.
En León, más de seis horas en muchas localidades y casi un día en otras, de un fallo de suministro histórico que todavía se investiga; y una experiencia que hace que ahora, viendo los síntomas del sistema, las alertas salten como ha ocurrido esta semana con una carta de Red Eléctrica en la que relata a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia «variaciones bruscas de tensión en el sistema eléctrico peninsular español» en las dos últimas semanas que «pueden tener impacto en la seguridad del suministro si no son implementados» unos cambios propuestos por el regulador energético.
Para entender esta situación y qué es lo que propone Red Eléctrica para evitar que se repita una situación similar a la de hace casi medio año, dos expertos en la materia interpretan el documento para Leonoticias. Miguel de Simón Martín, profesor titular del área de Ingeniería Eléctrica y de Sistemas y Automática en la Universidad de León, comenta lo que supone la primera de las propuestas, modificar el 'proceso de programación: «El despacho de energía es cómo reparten quién tiene que generar electricidad en cada momento y qué cantidad. Eso se negocia en el mercado a base de una serie de ofertas de compra y de demanda, pero claro, una cosa es el aspecto económico que acuerdan en el mercado de electricidad y otra cosa es que sea viable técnicamente. Entonces, el resultado al final de los generadores y cuánta energía van a producir en cada momento es revisado por Red Eléctrica que realiza una serie de simulaciones para evaluar si eso es compatible con los diferentes estados de la red. Por eso se llama programación de la generación, porque hay varias fases desde una primera en la que el operador del sistema transmite la previsión en la demanda, otra que configura ese programa provisional y otra en la que Red Eléctrica lo evalúa y da el visto bueno o no».
Antonio Fernández Rodríguez, decano del Colegio de Ingenieros Industriales de León asegura que lo que plantea Red Eléctrica son modificaciones de protocolos de actuación: «Habla de restricciones técnicas. Cuando tú quieres transportar electricidad de un sitio a otro y no se puede por algún motivo técnico se plantean estas modificaciones en el procedimiento de la regulación de la red. El problema es que hay dos redes: transporte y distribución. La primera es la que gestiona Red Eléctrica y la segunda las compañías distribuidoras, que a su vez ya habían introducido su energía en la red de transporte y luego la red de transporte transporta hasta las redes de las compañías de distribución. Aquí lo que se trata es de gestionar esa red de transporte».
Ampliar el margen de maniobra
«Básicamente lo que quieren decir con este trabalenguas», sostiene el profesor responsable de Sistemas Eléctricos de Potencia y de Gestión de la Energía de la Generación Eléctrica de la ULE, «es que Red Eléctrica quiere ampliar los márgenes que tiene para corregir ese despacho provisional, de forma que si detecta que los generadores ofertan su capacidad de producción de energía, pero no ofertan todo, tienen una especie de reservas primarias, secundarias y terciarias. Y estas pueden ser activadas por Red Eléctrica, independientemente de lo que hayan acordado en el mercado, para cubrir fluctuaciones. Es lo que se llama gestión de desvíos. Con ella se quiere ampliar, tanto el tiempo para mantener esas reservas, como la cantidad de las mismas, que son las que pueden paliar o amortiguar si existen oscilaciones en el sistema».
«Ahora tienen mucho miedo por lo pasado el 28 de abril», comenta Miguel de Simón, «porque antes lo tenían más o menos controlado, pero ahora ya pueden ver que puede haber una serie de acontecimientos que desencadenen un problema similar. Nunca estamos cien por cien seguros de todo ni hay riesgo cero pero desde entonces andan con mucha más precaución y por eso urge tomar medidas». Sobre los motivos del apagón, Antonio Fernández añade que «el motivo principal que planteábamos como técnicos era había una baja generación de energía con sincronicidad, las de las hidroeléctricas, térmicas y nucleares, con generadores que rotan para generar electricidad. Mientras que la fotovoltaica o la eólica generan corriente continua. Las fuentes no renovables, más convencionales controlan la tensión en la red con esos generadores síncronos y en el momento del apagón el nivel de generación síncrona era muy pequeño, y si la generación síncrona no controla la red, todo se viene abajo por culpa de ese desequilibrio«.
El decano de los ingenieros industriales leoneses también explica que el 28 de abril pudo haber una desconexión de algunas centrales de generación fotovoltaicas como centrales de reserva como parte de un protocolo de Red Eléctrica y que no entraron en funcionamiento para suplir esas posibles desconexiones. «Ese mecanismo no funcionó en su momento y yo creo que el planteamiento que se hace ahora Red Eléctrica es que modificar los protocolos para que no vuelva a ocurrir lo mismo».
Falta de tensión
«Hasta ahora el control de tensiones de la red lo hacían los generadores síncronos, unas grandes máquinas rotativas, sobre todo en centrales hidráulicas y térmicas, que pueden regular la potencia reactiva y con ella los niveles de tensión», comenta, en el mismo sentido que Antonio, el profesor de la Universidad de León, que se pregunta: «¿Qué ocurre? Que con la transición energética, muchas centrales térmicas se han ido sustituyendo por centrales renovables como la fotovoltaica o la eólica, que se basan en otra tecnología de conversión de la fuente energética en energía eléctrica, que son inversores de potencia o electrónica de potencia, básicamente. Ésta puede realizar esta gestión de la potencia reactiva, pero como hasta ahora no ha sido significativa en el sistema, no tenían las mismas obligaciones que los generadores síncronos. Entonces, cuanto más reactiva produzcan, menos potencia activa producen y por lo tanto no interesa producir mucha reactiva salvo que tengan otro tipo de incentivos económicos por realizar ese control, que los pueden tener, pero no son suficientes respecto al precio de la energía de mercado. Es por ello que cuanto más electrónica de potencia hay en el sistema, vas perdiendo cada vez más capacidad de controlar esas flujos de potencia reactiva y, por lo tanto, de controlar la tensión».
Es por ello que el decano del Colegio de Ingenieros Industriales de León recalca que «tenemos que modificar los protocolos para que siempre haya centrales de reserva que garanticen que la tensión en la red está siempre dentro de unos parámetros. Cuando Red Eléctrica habla de fluctuación en la tensión en la red, es porque si sobrepasa esos valores determinados entran en funcionamiento los mecanismos de protección. Por ejemplo, no puede subir mucho porque si llega a las subestaciones, la tensión en los transformadores también sube y llega así hasta nosotros, y eso puede generar daños. Por eso siempre hay mecanismos para proteger a todas subestaciones, etc., de esas subidas de tensión excesivas. Pero entonces, ¿qué ocurre? Pues que se producen saltos en los dispositivos de protección y puede llegar un momento en el que nos quedemos sin tensión. Y por eso se cambian los protocolos porque la red no ha cambiado, es prácticamente la misma que teníamos cuando se produjo el apagón».
Autoconsumo: muchas ventajas y un problema
«Por otro lado, tenemos el problema de las instalaciones de autoconsumo», dice Miguel de Simón: «Soy un claro defensor de las mismas, tienen muchas ventajas pero tienen algunas desventajas. Un problema es que sufren las mismas fluctuaciones que las condiciones atmosféricas. Si hay sol, por que la mayoría son de tipo fotovoltaico, se produce más y si hay menos se produce menos. ¿Y esto en qué repercute? Es verdad que reducen la demanda de energía eléctrica de la red, lo cual es bueno pero también malo porque reduce los flujos de potencia activa de la red y esas pequeñas fluctuaciones en la generación cada vez son más representativas respecto al total. A lo mejor antes suponía un cinco sobre cien y ahora es diez sobre cien. Entonces, eso es un problema para el gestor de la red. Por otro lado es un problema para el operador del sistema que pierde capacidad de predicción de la demanda porque hasta ahora no se tiene acceso a quién tiene instalación de autoconsumo, cuánto produce y demás, porque antes era una cantidad relativamente pequeña. Ahora, con muchas instalaciones de autoconsumo, las variaciones son mucho más representativas e implican la necesidad de tener más potencia en reserva para que si fallan estas instalaciones de autoconsumo o que hay fluctuaciones, tenerlo previsto».
«En parte es un problema porque si el sistema ya era dinámico antes, ahora todavía lo es más porque hay más variables en juego, pero sobre todo por la cantidad que aporta cada variable», afirma el profesor de la ULE. El decano de los ingenieros industriales leoneses comenta que lo que llamamos generación «ha desaparecido o está desapareciendo y la fotovoltaica, la eólica y otros tipos están cogiendo peso pero no son tan estables como estas las anteriores».
Energías renovables
«Evidentemente las energías renovables son buenas, cuantas más haya mejor. Es una energía que hay que introducir en el sistema como sea», añade Antonio: «Es interesante que siga habiendo proyectos de energía renovables por sus menores emisiones y costes, son muy rentables, así que sí, las energías renovables están muy bien pero de momento no se ha sabido introducir esa energía renovable dentro de la red. Se plantea que hay que construir baterías enormes que, de alguna manera, funcionen como un SAI -sistema de alimentación ininterrumpida- de una oficina cuando se va la electricidad y que te permita trabajar unos minutos, no perder tu trabajo o seguir como si nada cuando vuelva la corriente. Esas grandes baterías siempre permitirían conectarse rápidamente a la red para dar alimentación hasta que se recupere otra vez. Lo que pasa es que se necesita tiempo y dinero porque es una inversión cara y que necesita planificación. Pero es algo complejo porque el sistema no funciona como mucha gente piensa si no que Red Eléctrica tiene un montón de kilómetros de líneas y un montón de subestaciones por los que hay que pagar un dinero que se pagamos con nuestras facturas. Son los peajes de transporte, como una autopista de peaje donde la constructora es Red Eléctrica y los vehículos la electricidad de las compañías».
Miguel comenta que se están planteando otras medidas que «hagan de baterías» o que aporten estabilidad a la red: «A raíz del apagón, Red Eléctrica, ENTSOE -el coordinador de los operadores eléctricos en Europa- y diversas entidades hicieron informes de lo que ocurrió sin llegar a unas conclusiones definitivas, a mi modo de ver, pero más o menos estimaron qué es lo que pudo ocurrir y plantearon una serie de medidas. Hay una de ellas para evitarlo o por lo menos paliarlo con algunas centrales hidroeléctricas que se llaman reversibles o de bombeo, con dos embalses a diferentes cotas, que con grupos de generadores reversibles son capaces de turbinar y de bombear energía, funciona como una especie de batería. Cuando desembalsan agua del embalse superior al inferior, generan energía y cuando sobra energía la pueden recuperar arriba al sistema. De hecho, es la batería más eficiente a día de hoy de la que podemos disponer y que permite que en casos donde haya poca generación síncrona disponible, pues podamos activarlo y tengamos más estabilidad en ese sentido«.
«Pero existen otras medidas más», sigue relatando el experto de la ULE, «porque la hidráulica tiene un problema, porque también sirve para el consumo humano, regar y un impacto medioambiental porque no todas estas centrales se pueden convertir en reversibles porque no hay posibilidad de construir una embalse o por la oposición social lógica de quienes no quieren que inunden. Por eso se podrían incorporar compensadores síncronos en la red, que es como un generador síncrono, pero sin turbina que proporciona potencia reactiva. Se podría aprovechar un generador de antiguas centrales térmicas desmanteladas para ayudar a regular la red. Y otras medidas son los llamados STATCOM -compensadores estáticos-, que son generadores síncronos basados en electrónica de potencia. El mayor problema de estos últimos es que son muy caros, cuestan varios millones de euros. Por eso hay que ver en la planificación eléctrica cómo pueden incorporarlo, pero como no hay presupuestos tienen más limitaciones».
«Entonces, medidas hay, pero cualquier infraestructura nueva en la red conlleva mucho dinero y tiempo para instalarlo, implementarlo y demás», añade Miguel, en la misma línea que comentaba Antonio: «Entonces, ante un problema inminente como el que puede existir ahora, no queda otra más que recurrir a modificaciones de las reglas de juego que tenemos hasta que podamos hacer uso de los nuevos mecanismos«, unas reglas del juego que se cambiarían durante un mes con opción a prorrogarse en periodos sucesivos de quince días.
Coste que se repercute al consumidor
«Al usuario final se le trasladarán estos cambios porque la gestión de desvíos se paga», añade Miguel sobre lo que costará, no la inversión futura de la que habla Antonio, si no las medidas temporales propuestas: «Hay una serie de mecanismos de compensación pero si hay menos renovable en la oferta eso hará que vayan a entrar los grupos más caros -gas o ciclos combinados- para satisfacer esa misma demanda. Entonces, eso repercutirá en un incremento del precio medio de la energía, que afectará mucho a los que tengan tarifas vinculadas al mercado, como el PVPC. Aquel consumidor que tenga una tarifa fija pactada podrá notar alguna repercusión en la gestión de desvíos porque pasa a ser un coste regulado, pero es una parte relativamente pequeña de la factura».
«¿Qué impacto puede tener?», se pregunta el profesor titular del área de Ingeniería Eléctrica y de Sistemas y Automática en la Universidad de León: «No sé qué magnitud puede alcanzar, pero será sostenido, no creo que nos vayan a duplicar el precio de la luz pero cierto impacto tendrá. Además ya llevamos con impacto desde el apagón, porque entonces Red Eléctrica entró en 'modo de refuerzo', que básicamente obliga -seguimos en esta situación- a que haya más generación síncrona, es decir, ciclos combinados, gas, etc. Como son grupos más caros, pues el precio de la energía sube».
¿Puede ocurrir lo mismo?
Unas subidas que podrían ser aún más altas cuando se produzcan los cambios que Miguel y Antonio consideran que tendrán que llegar para dotar al sistema de transporte de electricidad en España de mayor seguridad. «Las inversiones en la red son descomunales y lleva mucho tiempo planificarlas y construirlas», comenta el decano de los ingenieros industriales leoneses: «Desde el apagón, la inversión que se ha hecho no puede ser muy grande. Al volver a ese momento, unos días antes u horas antes se vio mucha inestabilidad en la tensión, y es lo que están viendo ahora, que hay inestabilidad en la tensión. Y es preocupante porque puede llegar a ocurrir otra vez lo mismo que ocurrió entonces porque la red es básicamente la misma desde hace años».
Antonio Fernández también señala a otro condicionante, «el equilibrio económico«, porque se tienen que tener en cuenta ese »mercado diario e intradiario« en el que pesa mucho quién oferta a menor precio pero »hay otros actores que intervienen como consecuencia adicional para asegurar la estabilidad del sistema. Por ejemplo, el coste del kilovatio hora de la nuclear, la hidráulica o la térmica es más caro que la solar o la eólica; y aunque esas tecnologías se quedan fuera del mercado diario, de alguna manera tienes que introducirlas porque tienes la necesidad de que estén para que la red sea estable«.
«El problema es encontrar ese equilibrio», sentencia Antonio: «Cuando fue el apagón me preguntaban y contestaba que se produjo en tres segundos en los que ocurrieron infinidad de cosas. Analizar realmente qué es lo que ha ocurrido en esos tres segundos va a ser muy complicado. De hecho, yo creo que todavía no tienen muy claro qué es lo que ha pasado pasó en aquel momento».
«Entonces, hay varios componentes», resume el decano del Colegio de Ingenieros Industriales de León: «Un componente medioambiental, otro económico, otro técnico o de protocolo, y por último de inversión. Son muchos y hay que intentar cuadrarlos todos», algo que, ambos expertos reconocen, llevará mucho tiempo y supondrá un alto coste.
