El enfrentamiento entre Red Eléctrica y el Ministerio de Transición Ecológica por el apagón sube de tono. Red Eléctrica planteó una reforma de los criterios de seguridad del sistema eléctrico por la mayor entrada de renovables en mayo de 2024. Esta propuesta, que estaba en línea con las advertencias llevadas a cabo por los operadores europeos, recoge que no consideraba que fuese urgente su implementación. El Operador planteó al Ministerio de Transición Ecológica que el horizonte de aplicación de estos nuevos mecanismos de protección fuese de cinco años desde la aprobación de los procedimientos, "si fuera necesario", incidiendo en que no detectaba la necesidad de aplicar dichas medidas a corto plazo.
Fuentes del Ministerio de Transición Ecológica explicaron que la propuesta del Operador estuvo sometida a consulta pública y fue recibida por el Gobierno el pasado 24 de enero. Desde entonces, el departamento que dirige Sara Aagesen ha estado trabajando con ella para incardinarla en la revisión de la normativa relativa a las redes eléctricas, que incluye la revisión de los límites de inversión con relación al PIB y otras disposiciones con vistas a maximizar los beneficios de la próxima Planificación de electricidad con horizonte 2030.
Entre los principales problemas identificados por REE en dicho documento destaca que los generadores renovables no aportan a la red la misma intensidad de cortocircuito que los generadores síncronos tradicionales. Esto dificulta que las protecciones eléctricas identifiquen con precisión una avería y activen los mecanismos de desconexión necesarios para aislarla. "En zonas con alta concentración de renovables, algunas funciones de protección pueden no actuar como se espera", señala el texto del documento, que incide en que una avería no detectada a tiempo pueda provocar la desconexión de grandes cantidades de generación, dejando sin suministro a amplias áreas del país. Esta amenaza no solo afecta a la continuidad del servicio, sino también a la estabilidad del sistema eléctrico, especialmente en regiones no interconectadas como las islas.
Ante esta situación, el operador recomendó adoptar nuevas arquitecturas de protección que incluyan sistemas redundantes, protecciones diferenciales con comunicaciones independientes y esquemas de teleprotección adaptados a redes con fuerte presencia renovable. Además, propuso realizar estudios específicos para cada zona, analizando el equilibrio entre generación síncrona y no síncrona, y adaptando los ajustes de las protecciones en consecuencia.
La mayor parte de estas propuestas, de hecho, ya fueron analizadas años antes por Red Eléctrica. Concretamente en los Estudios de prospectiva del sistema y necesidades para su operabilidad el 29 de septiembre de 2020, la compañía ya indicaba que niveles decrecientes de inercia (30% inferior a la actualidad en 2030) en el sistema podrían suponer riesgo de derivadas de frecuencia inadmisibles ante grandes desequilibrios. Necesidad de provisión adicional de inercia (natural o mediante controles grid-forming en la generación renovable) durante un 6% del tiempo en 2026.