El Gobierno cree que había disponibles 3.000 MW más que Redeia en el apagón

El Gobierno ha puesto contra las cuerdas a Red Eléctrica y asegura que el día del apagón el operador del sistema disponía de 3.000 MW más entre centrales de gas natural y nucleares de los que había contabilizado la compañía que preside Beatriz Corredor. Según el Informe de restricciones técnicas que Red Eléctrica envió a los centros de control con casi medio mes de retraso -al que tuvo acceso elEconomista.es- el día del apagón se registraron un total de 15.829 MW indisponibles.

El operador indicaba que le faltaban 9.436,4 MW de ciclos combinados (24.559 MW instalados), 4.096,2 MW de nucleares (7.117,2 MW instalados), 1.392,1 MW de turbinación de bombeo (3.417,5 MW instalados) y 903,5 MW de carbón (1.819,7 MW instalados). Es decir, en total, el operador del sistema cifraba la indisponibilidad de estas tecnologías en el 42,87%.

Por contra, en el análisis que ha presentado la vicepresidenta y ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, con los datos recabados por su departamento, esta cifra se reduce en 3.028 MW, lo que supone una nada desdeñable diferencia del 20%.

Según consta en el Informe del Comité para el análisis de las circunstanciadas que concurrieron en la crisis de electricidad, el Gobierno asegura que "sobre la base de información agregada recabada, había un total de instalaciones con una potencia instalada por valor de 12.800 MW cuyos titulares habían declarado como indisponibles, incluyendo unos 7.400 MW de ciclo combinado y unos 3.000 de nuclear".

Para el ministerio, las cifras de plantas indisponibles de carbón, y turbinación con bombeo coinciden con las de Red Eléctrica, pero muestran estas enormes discrepancias en lo que respecta a las centrales nucleares y a los ciclos combinados, ambas tecnologías clave para la absorción de energía reactiva.

Enorme discrepancia

Evidentemente, uno de los dos informes contiene una cifra que resulta incorrecta, pero la discrepancia en un dato tan básico de la investigación resulta especialmente llamativa. En el caso de las nucleares la discrepancia podría encontrarse en la forma de contabilizar el grupo de Almaraz I, parado por razones económicas, pero no hay una explicación clara para los ciclos combinados de gas.

El informe del Gobierno asegura que sólo había 3.078 MW de potencia nuclear indisponible frente a los 4.096 MW que cifra el operador y esta cantidad crece notablemente si se observa las cifras sobre los ciclos combinados ya que el Gobierno solo cree que hubo indisponibles 7.426 MW frente a los 9.436 MW que indica Red Eléctrica en su informe de restricciones.

La diferencia entre ambos informes supone un hito llamativo ya que la disponibilidad o no de dichas centrales puede marcar uno de los hechos clave para el análisis de la capacidad de respuesta del sistema. De hecho de los 18 eventos críticos que identifica el operador del sistema en su informe: diez se corresponden a disparos de grupos de generación que considera mayormente inadecuados y otro a la imposibilidad de conectar la generación convencional que se pidió tras las oscilaciones, concretamente, la entrada de la central de ciclo combinado de Castejón (Navarra).

Según justifica Red Eléctrica, ambos datos indican corresponden a momentos diferentes. En un caso corresponde a lo que estaba indisponible en el momento del incidente y en el otro a lo que se preveía el día anterior que iba a estar indisponible.

Desconexiones

REE subraya en su informe que "la desconexión de la generación que desencadena el incidente fue incorrecta, con plantas que dispararon sin alcanzar el rango de tensión establecido en la normativa vigente". Es decir, que varios generadores se desconectaron antes de lo que deberían según el código técnico. Además, REE señala que ciertos generadores no cumplieron sus obligaciones de control de tensión dinámico: los grupos sujetos al Procedimiento de Operación 7.4 "no absorbieron la potencia reactiva a la que estaban obligados" en esos minutos críticos.

Esto supone un punto de acusación técnica: implicaría que algunas unidades (síncronas, probablemente centrales térmicas o hidro) no estaban aportando suficiente energía reactiva absorbente, agravando los niveles de sobretensión.

REE defiende que había planificado la operación asumiendo que todos los grupos cumplirían sus prestaciones, insinuando que la causa principal fue ese fallo en el desempeño de las centrales, no una error en su planificación, como le acusa Iberdrola.

El comité del Gobierno, por su parte, concuerda con REE, pero añade otros factores clave. Efectivamente, identifica que "algunas desconexiones pudieron no estar ajustadas: actuaron antes de tiempo o a un nivel de tensión en el que no deberían haber desconectado", lo que pudo desencadenar la caída de plantas en cascada. Sin embargo, su análisis insiste en que este desenlace fue multifactorial. Los disparos incorrectos son uno de los factores, pero no el único ni quizás el principal. En otras palabras, el comité atribuye la caída a una combinación de debilidades y eventos dinámicos, no sólo a "errores" de las centrales. Un extremo de especial relevancia de cara a las reclamaciones que puedan producirse. De hecho, señala que una vez iniciada la reacción en cadena (fase 2), detenerla hubiera requerido una capacidad para absorber tensiones mucho mayor a la disponible. Esto es un reproche velado a la planificación de REE: indica que el sistema no contaba con respaldo suficiente de regulación de tensión. Además, el comité resalta que los instrumentos automáticos de defensa resultaron ineficaces no por estar mal diseñados, sino porque no podían solucionar este fenómeno específico.

Por ejemplo, la inercia del sistema (bastante alta aquel día, según REE, por la presencia de grupos síncronos por restricciones técnicas) sirvió para ralentizar la caída de frecuencia, pero la frecuencia no llegó a ser un problema hasta muy avanzada la pérdida de generación por sobretensiones - es decir, la inercia no impidió los disparos por sobretensión, que habrían ocurrido aunque hubiera habido aún más inercia. Y los esquemas de deslastre de carga (desconexión automática de demanda por baja frecuencia) se activaron correctamente según REE, pero en un contexto de baja demanda su efecto pudo ser contraproducente, ya que al sacar más carga, dejó las líneas aún más descargadas, aumentando la sobretensión, como ya indicó este diario.

El operador del sistema admite que "los sistemas de defensa se activaron según lo previsto; no obstante, no son capaces de aislar un incidente de esta naturaleza". Esta frase prácticamente coincide con el hallazgo del comité: el tipo de perturbación (sobretensión en cascada) escapaba al alcance de las protecciones estándar.

La implicación técnica es que hay que dotar al sistema de nuevos métodos de control específicos para eventos de sobretensión en cadena, algo que ambos informes sugieren en sus recomendaciones.

REE, por su parte, pone el acento en fallos de cumplimiento por parte de generadores específicos (desconexiones prematuras, no absorber reactiva). En ningún momento de su nota pública se autoseñala alguna deficiencia en la actuación del operador del sistema. Por el contrario, recalca que se hicieron los cálculos y decisiones oportunas "como cada día" asumiendo el cumplimiento de todos, y que los medios propios (reactancias, condensadores) funcionaron correctamente aunque son estáticos y no sustituyen al control dinámico que ciertos grupos deben dar.

El Comité, sin buscar culpables directos, reparte las responsabilidades. Confirma que hubo incumplimientos de algunos generadores, pero también señala omisiones del operador: por ejemplo, no suplir el grupo de ciclo combinado para regulación ausente en la zona sur, lo que contribuyó a la debilidad del sistema.

Asimismo, apunta a factores de gestión y regulatorios: la normativa permitía que mucha generación renovable no tuviera obligación de control de tensión (operando a factor de potencia fijo), lo cual es un fallo del marco jurídico que dejó al sistema con menos "amortiguadores" de los posibles. También sugiere que la supervisión sobre parámetros de protecciones y cumplimiento de P.O.7.4 no detectó a tiempo que algunas plantas no estaban comportándose según lo exigido. Es decir, el comité ve una corresponsabilidad: generadores que no cumplen o no ajustan bien sus equipos, operador que confía en supuestos y no reacciona con antelación (o no dispone de herramientas suficientes), y un regulador que debe asegurar el cumplimiento y la adecuación del marco normativo.

Revisión de expertos

Ahora, el Panel de Expertos, creado para investigar el apagón, revisará los informes presentados tanto por el Gobierno como por el operador del sistema. Ambos informes serán estudiados por el Panel de Expertos como parte de su investigación, junto con toda la demás información relevante, en particular la procedente de otros TSO afectados y de terceros.

El Panel de Expertos creado por ENTSO-E está compuesto por expertos de los operadores, es decir, incluye a Red Eléctrica, por los Centros de Coordinación Regionales, así como por representantes de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) y de las Autoridades Reguladoras Nacionales. El panel tiene la tarea de investigar las causas fundamentales del incidente, elaborar un análisis exhaustivo y formular recomendaciones en un informe final que se publicará, previsiblemente, a mediados de julio.

Antes de que se conozcan estas recomendaciones, el Gobierno iniciará una ronda de contactos con los grupos parlamentarios del Congreso para trasladarles el contenido del decreto ley que prevé aprobar la próxima semana en el Consejo de Ministros y que en el plazo de un mes deberá votarse en la Cámara Baja. Fuentes del Gobierno han indicado que será el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, quien se reúna con los grupos de la Cámara Baja para trasladar las medidas que pretende llevar a cabo el Ejecutivo para reforzar el sistema y evitar que suceda un cero energético como el acontecido el pasado 28 de abril. Gran parte de estas medidas ya habían sido planteadas por el Gobierno.

Secretos oficiales

Asimismo, el contenido del informe lo ha presentado este jueves en el Congreso la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, en una reunión a puerta cerrada de la Comisión de secretos oficiales que reúne a nueve diputados, uno por grupo, que han sido autorizados por el Pleno para tener acceso a material clasificado. Y es que el documento del Ministerio incluye elementos que se han anonimizado por cuestiones de Seguridad Nacional o porque las empresas lo han pedido expresamente. Desde el Ejecutivo destacan que la reunión que ha durado cerca de tres horas ha ido "bastante bien" y que los grupos parlamentarios han agradecido la información que Aagesen ha puesto sobre la mesa. Por otro lado, el Senado puso en marcha ayer mismo la comisión de investigación del apagón.

La CNMC revisará los procedimientos de operación que llevaban cuatro años en tramitación

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó el pasado 12 de junio una revisión de las normas técnicas (Procedimientos de Operación) que regulan el detalle de funcionamiento de los servicios a la operación del sistema eléctrico (servicios de ajuste) para modernizar y dotar de un marco retributivo el servicio de control de tensión ya existente. Una medida reclamada en los informes de causas sobre el apagón elaborados y presentados esta semana tanto por el Gobierno como por Red Eléctrica y que llevaba ya varios años de tramitación y de reclamaciones por parte del sector.

Con esta revisión se introduce "dinamismo" en el servicio de control de tensión y se incentiva el desarrollo de capacidades para poder proporcionar mayores recursos por parte de todas las tecnologías de generación y de demanda, especialmente sobre los sistemas fotovoltaicos. También se crean mercados locales para la contratación de capacidad adicional para dotar al servicio de una mayor eficiencia, explica la CNMC.

Tradicionalmente, la generación síncrona ha proporcionado este servicio, mientras que la generación asíncrona y la demanda (consumidores de electricidad) sólo tenían la obligación de mantener su generación o consumo de energía reactiva dentro de unos límites. El diseño del servicio se ha desarrollado partiendo de una propuesta inicial del operador del sistema eléctrico de junio de 2021. En la memoria de la resolución ya se señalaron diversas preocupaciones sobre el modelo propuesto, así como sobre otros aspectos técnicos de su adaptación.