Europa rediseña las reservas eléctricas que hubiesen podido evitar o, al menos, suavizar el apagón del pasado 28 de abril. Los operadores eléctricos de la zona continental, según un documento al que ha podido acceder elEconomista.es, propusieron el 15 de enero una nueva metodología para calcular las reservas necesarias que garanticen la estabilidad de frecuencia en el sistema eléctrico.
La medida, que recibió el visto bueno de la Comisión Nacional de Mercados y Competencia, apenas una semana después -el 23 de enero- plantea un cambio estratégico que abandona el tradicional enfoque determinista y apuesta por un modelo probabilístico más realista, diseñado para anticiparse a desequilibrios complejos en la red. De haberse implementado antes, este método podría haber ayudado a prevenir o mitigar el apagón que dejó sin suministro eléctrico a millones de usuarios en España y Portugal.
La propuesta, formulada por los Transmission System Operators (TSOs) de la zona síncrona de Europa Continental, plantea una revisión completa del cálculo de la llamada Frequency Containment Reserve (FCR). Esta reserva es esencial para mantener la frecuencia de la red (50 Hz) dentro de los márgenes de seguridad tras cualquier perturbación imprevista.
Hasta ahora, la norma era clara pero limitada: disponer de reservas suficientes para soportar un "incidente de referencia" de 3.000 MW -la mayor pérdida instantánea esperada en el sistema-.
El peso de las renovables
Sin embargo, este enfoque no refleja adecuadamente los riesgos actuales, especialmente en un entorno marcado por la alta penetración de renovables intermitentes, sistemas de almacenamiento con capacidad limitada y una creciente complejidad operativa, tal y como han demostrado los sucesos del pasado día 28 de abril.
El nuevo método utiliza un modelo de simulación probabilística que analiza posibles desequilibrios de potencia en intervalos de un minuto, a lo largo de 200 años virtuales de operación del sistema.
Se contemplan tres tipos de perturbaciones: Desviaciones de frecuencia deterministas (DFD), vinculadas a los cambios regulares por programación de mercado. Desviaciones prolongadas (LLFD), que reflejan errores persistentes entre oferta y demanda. Fallas de infraestructuras críticas, como líneas eléctricas o plantas generadoras. La FCR se ajusta iterativamente hasta encontrar el nivel mínimo necesario para asegurar que condiciones críticas -desviaciones graves de frecuencia- ocurran como mucho una vez cada 20 años.
El modelo también introduce una innovación clave: simula el agotamiento de unidades de reserva con energía limitada (LER), como baterías, evaluando el impacto de su indisponibilidad prolongada.
El apagón del 28 de abril, cuyo origen podría estar ligado a una cadena de eventos que desestabilizó la frecuencia del sistema, ha reabierto el debate sobre la robustez del marco operativo actual. Aunque el informe oficial está todavía lejos de conocerse, fuentes del sector apuntan a un fallo combinado entre una desconexión súbita y una respuesta insuficiente de las reservas de frecuencia.
Plazos de adaptación
De haber estado implementado el modelo probabilístico, los operadores podrían haber identificado de antemano la necesidad de reforzar las reservas, especialmente si las simulaciones hubieran detectado patrones de riesgo similares al que desencadenó la crisis.
La metodología permite ajustar el nivel de FCR en función de condiciones reales de operación, anticipando situaciones críticas en lugar de reaccionar a posteriori.
La propuesta está siendo evaluada por los reguladores nacionales de toda Europa, cuya aprobación es necesaria antes de su aplicación. Una vez avalada, los operadores dispondrán de un plazo máximo de 12 meses para ponerla en marcha. Además, se prevé que los países con mayor contribución a las desviaciones de frecuencia -por generación no programable o limitaciones estructurales- asuman una mayor responsabilidad en la provisión de reservas.
Este enfoque representa una evolución en la planificación operativa del sistema eléctrico europeo. Frente a una red cada vez más volátil y descentralizada, el dimensionamiento probabilístico aporta una base más robusta para garantizar la estabilidad del suministro. Con el recuerdo aún reciente del apagón, el mensaje es claro: garantizar la frecuencia no es solo cuestión de megavatios, sino de anticipación.
Aagesen descarta un problema de dimensión
La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, negó que el apagón se pudiera deber a un problema de dimensionamiento de la red puesto que la demanda en ese momento era de 25 GWh cuando el sistema ha soportado picos por encima de los 45 GWh. Así se expresó Aagesen durante la sesión de control al Gobierno en el Senado, donde fue preguntada por varios senadores por las causas y las responsabilidades del colapso eléctrico que dejó a oscuras toda la península Ibérica.
