Cuanto más habla uno sobre el asunto, cuantas más fuentes sondea, más enteros gana (o parece ganar) la hipótesis de que fueron varios (y no uno) los motivos de la suma cero. “Las oscilaciones que se veían se han visto a la vez en muchas zonas (…). Hay por ahí circulando un gráfico en el que se ve que las centrales nucleares que estaban funcionando y dos centrales de gas… pues lo que se ve es que las oscilaciones en la tensión tienen una pinta muy parecida en todos esos puntos. Tienen pequeñas diferencias, pero se ve un tono muy parecido en Ascó I, por ejemplo… muy parecido a lo que ve en As Pontes”. O sea, Cataluña y Galicia.
Red Eléctrica habló el día 29 de abril de la zona suroeste de la península como foco del apagón. La ministra Aagesen señaló a mediados de mayo a Granada. Aelec, la gran patronal de Iberdrola, Endesa y EDP, publicaba el día 22 del mes pasado un gráfico relativo a una subestación de Córdoba donde la tensión había oscilado hasta sobrepasar “los límites considerados admisibles y que provocaron la desconexión de las instalaciones conectadas a la red, al activarse las protecciones automáticas”.
Se ha ido la luz y ahora resulta que nadie sabe cómo ha sido. Ni REE, ni Iberdrola, ni Endesa, ni... Nadie sabe cómo ha sido aunque el sistema eléctrico nacional está monitorizado como seguramente ningún otro sistema en el país. Sí, hay muchos datos, pero, sorprendentemente, aún no hay nada claro. ER ha querido mirar al abismo (el apagón, la suma cero) desde cinco observatorios. AEE, la Fundación Renovables, APPA…
Para saber (al menos) cómo se está viendo el apagón desde el sector.
El primer entrecomillado, por ejemplo, el que abre este reportaje, es del director técnico de la Asociación Empresarial Eólica, Juan de Dios López Leiva, que se muestra muy cauto: “queda por conocer aún mucha información”.
“Hemos visto algunos ceros energéticos, en otros países, y han pasado meses hasta que se han aclarado. Lo ideal en todo caso es que aquí pudiéramos acortar un poco más los plazos y saber qué ha ocurrido lo antes posible, más que nada porque seguimos con esa operación reforzada del sistema”. Lo dice el director Técnico y de Regulación de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), Javier Lázaro, que también se muestra prudente: “sabemos lo que sucedió, pero no la causa. Toca esperar”.
Prudente, pero alerta. “Red Eléctrica [REE] está ahora mismo haciendo una operación reforzada del sistema”. Lo que se está traduciendo –viene a apuntar- en un encarecimiento de la electricidad.
El asunto es como sigue: ni la nuclear ni los ciclos combinados han casado en mercado (porque gana la solar en estos días de primavera y días largos), pero están entrando “por restricciones técnicas del propio sistema, y por petición, en este caso del operador de la red, que es REE, lo que ha conllevado que los precios en los servicios de ajuste se hayan disparado de forma muy clara”.
La idea que sobrevuela el sector es que el operador se quiere curar en salud y evitar a toda costa otro disgusto como el del 28A, y por eso “ajusta” más que de costumbre.
“En el mercado diario casan ciertas tecnologías; el operador de red dice… oye, yo con esta casación no puedo operar, necesito que entre cierta inercia, y por eso está poniendo en funcionamiento –apunta Lázaro- todas estas instalaciones tanto de ciclo combinado como de nuclear”.
Y los servicios de ajuste son muy caros.
“En el mes de mayo el precio del servicio de ajuste ha terminado a 27 euros por megavatio hora. Nos ha costado operar el sistema casi el doble de lo que ha costado la propia generación de energía” (el precio del megavatio hora ha quedado por debajo de los 17 euros).
La pregunta es: ¿de verdad necesita tanta inercia el sistema? El argumento de que se fue la luz porque había muchas renovables se ha ido disipando, por falta de solidez técnica, pero sigue flotando en el ambiente.
La hipótesis era, grosso modo, la siguiente: hay mucha renovable y si falla algo (hay más nubes de las previstas o menos vientos de los que predijo el hombre del tiempo) y no tenemos un respaldo (la inercia que da el gas o la nuclear) pues nos vamos a cero.
Pero es mentira. “Hemos tenido días –explica Lázaro (APPA)- en donde hemos tenido más renovables que en el día 28 y no tuvimos ningún apagón ni nada por el estilo”.
Además, hay otras soluciones que no pasan por echarle un salvavidas (y 27 euros por megavatio de ajustes) al gas y la nuclear.
¿Qué es el Grid-forming?
“No es algo nuevo. Es una solución –explica el director técnico de APPA- con la que llevamos tratando desde los años 2007-2008, cuando se empezó a desarrollar de forma masiva la fotovoltaica aquí en España”.
Y consiste en dotar de inercia a la fotovoltaica. ¿Cómo? Mediante electrónica de potencia. “La electrónica de potencia que tenemos a día de hoy con los inversores, por ejemplo, fotovoltaicos, puede dar inercia sin ningún tipo de problema. Lo que pasa es que falta regulación. Y falta saber cómo va a ser remunerado ese servicio… Porque estamos hablando de un servicio que se le va a dar al sistema” (para que no se caiga, por ejemplo).
La lectura que hace el director técnico de AEE, Juan de Dios López Leiva coincide en varios puntos.
“Lo que hemos visto es que REE justo los días después del apagón empezó a operar con más centrales convencionales, concretamente, de ciclo combinado”.
¿Porque aportan inercia?
“Sí, eso está claro. Pero quizá es más bien por un tema… a mí me da la sensación de que es un tema más de precaución… más precaución política que técnica”.
López Leiva también quiere ser prudente, y no se pronuncia sobre el origen del apagón. Hace falta mucha más información, viene a decir. Eso sí: matiza.
“Si examinamos lo que ocurrió ese día [28A], los parámetros estaban dentro de lo que sería una operación… o lo que debe aguantar cualquier central de generación sin desconectarse en cuanto a variaciones de frecuencia… De lo poco que sí que podemos decir es que la inercia no era insuficiente. No era muy alta. Pero no era insuficiente. No puedes decir que era insuficiente. Eso no es correcto. Desde el punto de vista técnico no es correcto”.
Pero ahí estamos. En ese paradigma. De renacimiento nuclear… al calor del apagón. Y de recuperación de discursos metaneros, que recuperan el argumento del gas natural como “energía de transición” hacia el modelo renovable. “¿Realmente hace falta esa inercia extra en el sistema? Pues… depende, posiblemente no –apunta López Leiva-, pero desde luego tranquiliza”.
El director técnico de la AEE también habla de grid forming. “el grid forming es algo que se está definiendo a nivel europeo, y también REE está definiendo su requisito de grid forming, pero esto es algo que se tiene que definir primero a escala europea. pero claro, esto tiene que ir acompañado de otra serie de consideraciones como, por ejemplo, que [esos servicios] estén asociados a un mercado, que tengan una retribución”.
“A nivel de tecnología se puede. Ya se ha visto y estudiado y ya se sabe que no hay ningún tipo de problema, con lo cual únicamente queda ponerse manos a la obra”, apunta Lázaro. “La cuestión es que es necesario que se desarrolle esa normativa y que se implemente. Y para eso hacen falta años”, apunta López Leiva, que coincide en la viabilidad técnica de esta solución.
Hay más soluciones, en todo caso. El responsable de Política Climática de la Fundación Renovables, Ismael Morales, las repasa: “la receta está clara. Y ya la teníamos. Desde hace años. Lo que pasa es que no la hemos aplicado: uno, aumentar las interconexiones. Tenemos un objetivo de un 15% a 2030 y ahora mismo tenemos un 3% con Francia. Son como 2,8 gigavatios y habría que llegar prácticamente a los 15. Dos: el procedimiento de operación 7.4, el famoso 7.4 que actualiza el control de tensión, y el grid forming, para que fotovoltaica, eólica, y también almacenamiento puedan dar estabilidad a la red inyectando inercia sintética. Y, luego, otra propuesta es el Almacenamiento hibridado, en este caso con fotovoltaica. Y otra: los bombeos, que también estaban proyectados, hay que acelerar el desarrollo de esos proyectos. O sea, que el almacenamiento no solo es de baterías, sino también hidroeléctrico. Yo creo que esas son las claves, pero hay más, como la gestión de la demanda”.
Íñigo Segura, el consejero delegado de Zigor Corporación, empresa multinacional especializada en gestión de la energía, también reconoce que hace falta aún mucha información para saber qué ha pasado. Y da datos: la presunta causante del desequilibrio, si es que esta es una sola, “tiene que ser algo grande. No puede ser un parque de cinco megavatios. Nosotros hemos tenido desconexiones, en una red mucho peor, que es la de México, desconexiones de 60 megavatios, y no se ha producido ningún apagón (…). Probablemente –señala en otro lugar de la entrevista- haya muchas cosas que han ocurrido a la vez”.
Hay que invertir en la red. “Quizá no se ha invertido lo necesario”, apunta prudente más adelante. Se podría haber dotado “de más inercia a las renovables, y tampoco se ha hecho”. Y se podría haber apostado, y se debe apostar mucho, “en el tema del almacenamiento, que te puede dar una inercia que puede ser incluso mejor que la que te dan las convencionales”.
Y ahí se despide con un apunte valioso: “desde hace yo diría que unos tres meses, todo el tema de almacenamiento, baterías… Pues a nosotros nos están llegando un montón de peticiones de información, de ofertas y de proyectos. El interés está creciendo mucho. En países como Italia, o Alemania, por no hablar de China, nos llevan décadas de avance. Pero, bueno, como digo, el interés ahora, por parte de los proyectos solares que viene, o de las plantas solares que ya están funcionando, es enorme”.
Cinco miradas. Apuntes. Sobre un apagón (millones de datos) que suman (de momento) cero.
La ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, presenta hoy, en el Consejo de Ministros, el informe del Comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025.
