La Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC) ha decidido analizar el funcionamiento del llamado Plan de reposición del sector eléctrico. Pese a las felicitaciones recibidas por parte de Entso-E, la agrupación de los operadores del sistema eléctrico europeo-, el organismo supervisor analizará los problemas detectados para la recuperación del servicio tras el apagón del 28 de abril.
Fuentes consultadas por este diario, indican que entre los que asuntos que se analizarán figuran los problemas de comunicaciones con las plantas para la reposición del servicio, así como el acceso a hidrocarburos para la alimentación de los generadores de emergencia, que también provocó momentos de tensión durante el corte de suministro.
Tal y como explicó la vicepresidenta y ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, para la reposición del servicio eléctrico la península se dividió en tres grandes islas: la zona de Cataluña y Valencia; el área del Duero y el área sur.
Para llevar a cabo la reposición del servicio, los equipos de Red Eléctrica y de las distribuidoras (Endesa, Iberdrola, Naturgy, EDP y otras 200 pequeñas compañías) deben de ser capaces de ir equilibrando la producción de electricidad con el consumo para evitar que las protecciones -como los plomos de una casa- vuelvan a saltar.
El plan de emergencia cuenta con las centrales eléctricas conocidas con el nombre de 'black start', es decir, aquellas que pueden comenzar a funcionar directamente sin necesidad de contar con energía previamente.
Según fuentes consultadas por este diario, la primera central en ponerse en marcha en el país fue la planta de Ribaroja d'Ebre (264 MW) con esta planta hidraúlica comenzó a recuperarse el suministro en el sur de Cataluña. Posteriormente, entró en operación la planta de Estany Gento-Sallente (415 MW) que facilitó además la reconexión del sistema eléctrico español con el francés. A partir de ese momento, el servicio siguió incrementando su capacidad con Moralets (219 MW) y Mequinenza (324 MW).
La vuelta de la interconexión con Francia facilitó también el retorno del suministro eléctrico en parte de a zona norte de España.
En la parte del Duero, las centrales hidroeléctricas de Aldeadávila (1.242 MW) y Ricobayo (328 MW), ubicadas en Castilla y León, desempeñaron un papel esencial en la recuperación del sistema eléctrico. Gracias a su capacidad de arranque autónomo, estas instalaciones pudieron generar energía de forma independiente, permitiendo la reactivación progresiva de otras centrales y la creación de "islas de luz" que facilitaron el restablecimiento del suministro.
Finalmente, en el sur de España se pudo aprovechar la interconexión eléctrica con Marruecos para la reconexión. En Portugal, la recuperación del suministro fue algo más complicada. Las dos centrales 'black start' tardaron en entrar en funcionamiento por la falta de un generador.
Las dos principales instalaciones con esta capacidad son la central hidroeléctrica de Castelo de Bode y la central térmica de ciclo combinado de Tapada do Outeiro. Ambas fueron fundamentales para iniciar el proceso de reenergización del sistema eléctrico portugués, formando "islas eléctricas" desde las cuales se restableció gradualmente el suministro.
La central de Tapada do Outeiro, ubicada en Gondomar, cuenta con una capacidad instalada de 990 MW y puede operar tanto con gas natural como con gasóleo. Su capacidad de arranque autónomo fue esencial para iniciar la recuperación tras el apagón.
Según desveló Expresso, la central hidroeléctrica de Castelo de Bode no pudo iniciar su proceso de arranque autónomo debido a la ausencia de un generador interno. Como resultado, EDP tuvo que transportar un generador externo para restablecer su funcionamiento.
Ante la evidencia de que estas dos centrales resultaron insuficientes para una recuperación rápida del sistema, el gobierno portugués ha decidido ampliar la capacidad de "black start" a otras instalaciones, incluyendo las centrales de Baixo Sabor y Alqueva. Además, se ha extendido la función de "black start" de la central de Tapada do Outeiro hasta 2030.
En el ámbito industrial, empresas como Genesal Energy han desarrollado soluciones específicas de "black start" para garantizar la continuidad operativa de instalaciones críticas. Por ejemplo, en una planta petroquímica en Tarragona, Genesal Energy implementó un generador de emergencia de 2.250 kVA capaz de operar de forma autónoma y sincronizarse con diferentes redes, asegurando el suministro eléctrico incluso en caso de colapso de la red externa.
España y Portugal han creado un grupo de seguimiento que se reúne cada semana para colaborar en la investigación del corte de suministro.
Según la ministra de Energía portuguesa, María Graça Carvalho, el equipo que está llevando a cabo la investigación del incidente, formado por unas 50 personas -además de representantes de los operadores de red. El panel incluye a expertos de las autoridades reguladoras europeas y nacionales, y a académicos independientes-, ha mostrado voluntad para presentar el informe final con los hechos, las causas y las recomendaciones antes del verano del año que viene, que es el plazo fijado por la ley.
"Ya saben la ubicación, pero por ahora todavía es difícil decir exactamente por qué en ese lugar. Todavía no lo saben, todavía lo están investigando", ha señalado.
En la reunión con el presidente del consejo de ENTSO-E (Red Europea de Gestores de Redes de Transmisión de Electricidad), que duró más de una hora, el ministro de Medio Ambiente afirmó que Portugal ya está trabajando para hacer los sistemas nacionales más seguros y resistentes, con acciones previstas para aumentar la capacidad de almacenamiento, con hidroeléctricas reversibles y baterías, duplicar a cuatro el número de unidades de arranque en negro (black start) y reforzar las redes de interconexión.
Un potencial de más de 10.000 MW en España
España tiene potencial para construir alrededor de 10.000 MW de bombeo que servirían para incrementar los niveles de almacenamiento, mejorar la seguridad de suministro y paliar tanto los vertidos de producción renovable como frenar la debacle de precios de las renovables.
La construcción de esta capacidad de bombeo supondría una inversión de alrededor de 8.000 millones de euros, permitiría la creación de 112.000 empleos/año. El 85% de la inversión en bombeo beneficiaría a empresas de construcción y fabricación de bienes de equipo, con un elevado porcentaje de participación nacional.
