Estábamos advertidos: Los desequilibrios entre generación y consumo eléctrico obligan a tomar medidas urgentes

El apagón general sufrido el pasado 28 de abril, a la espera de un diagnóstico oficial definitivo, pone en duda la estabilidad del sistema eléctrico. El perfecto ajuste entre generación y consumo es clave para garantizar su equilibrio.

Por lo acontecido hasta el momento, conocer qué provocó el colapso en la red eléctrica, el más importante en la historia de Europa, llevará algún tiempo. Es preciso confiar en los millones de datos que REE posee y no entrar en un exceso de teorías y conjeturas tan habituales en foros de opinión que carecen del rigor y conocimiento suficientes y que distorsionan a la opinión pública.

En el CECOEL (centro de control de REE) se registra de forma exhaustiva cada uno de los movimientos que se producen en la red. De forma directa llega información de los 36 grandes centros de control de la red de transporte del sistema eléctrico. En total, España dispone de 45.675 km de redes eléctricas distribuidas en un trazado mallado cuya red troncal la forman líneas de AT de 400 kV para ir aguas abajo a la red de distribución de MT y BT. Todas ellas se interconectan a través de 700 subestaciones, 6000 torres y más de 225 transformadores. La información de las operaciones se concentra en nodos y estos llegan a la REE de forma acumulada, no de forma directa. Es en uno o varios de estos nodos donde parece que se encuentra el origen del problema que hizo caer el sistema y por eso el acceso a los datos es tan complicado. Lo más probable es que un agente externo o un fallo fortuito distorsionó la estabilidad y la inercia de la red, que de forma habitual funciona a una frecuencia de 50 Hz, como todo el sistema eléctrico europeo. Estos 50 Hz de frecuencia, reflejan en tiempo real el equilibrio entre generación y demanda. Cuando este equilibrio se rompe bruscamente y las protecciones automáticas no consiguen corregirlo, se puede llegar a la caída del sistema. En los últimos días, todos los centros de control de la Península están recopilando los registros que recogen, milisegundo a milisegundo, lo que ocurrió el 28 de abril.

A falta de una explicación oficial, sobre por qué no se pararon plantas de generación a pesar de conocidas y reportadas subidas de tensión previas, la principal hipótesis apunta a que la generación eólica y fotovoltaica al no ser energías síncronas que generen energía alterna –como sucede con la hidráulica, nuclear y ciclos combinados– con inercia en sus generadores suficiente para absorber variaciones de carga. Lo sucedido no solo reveló la vulnerabilidad de una red altamente interconectada, sino también la necesidad urgente de protocolos comunes y coordinación supranacional frente a crisis de esta magnitud.

En 2024, España superó con generación renovable la cuota del 56%. El objetivo para 2030 es alcanzar el 81%. Una apuesta sin vuelta atrás

España se ha acelerado de forma notable en los últimos cinco años en materia de renovables con la entrada en funcionamiento de 30 GW, entre fotovoltaica y eólica, hasta alcanzar un total de 85,1 GW, a lo que hay que sumar 17 MW de hidráulica y 132,3 GW de potencia total. La previsión es que la potencia renovable siga creciendo para alcanzar en 2030 los 62 GW de eólica y los 76 GW de fotovoltaica. En 2024, el sistema eléctrico generó 262.247 GWh de energía, de la que 56,8 % fue con energía renovable, siendo el país europeo después de Alemania con mayor cuota de energías limpias. Para que la apuesta sea equilibrada se necesita electrificar la demanda y, para ello, la red nacional necesita de inversiones para adaptarse a la realidad técnica del nuevo mix de generación pretendido.

La implantación de generación renovable debe proseguir, pero teniendo en cuenta nuevos criterios de gestión de las redes. España posee un protocolo de protección del sistema eléctrico que data de 1996. Por lo que en mayo de 2024 REE propuso una actualización del nivel de equipamiento de protección de las instalaciones para minimizar las repercusiones que puedan ocasionar las diferentes perturbaciones que se producen en el sistema eléctrico, estableciendo protocolos de seguridad en caso de inestabilidad en la red, como se produjo el pasado 28 de abril. La entrada masiva de generación renovable, basada en electrónica de potencia, exige la revisión de los Criterios Generales de Protección existentes para que se adapten al nuevo mix de generación.

Que el análisis no nos lleve a la parálisis

Antes de plantear qué hacer para evitar la repetición del colapso, hay que esperar a conocer con exactitud las causas. Pero no es preciso aguardar a tener todas las claves para hacer frente a la situación y empezar a tomar medidas. Aunque no se conoce con exactitud por qué se desconectaron bruscamente 15 GW que representan el 60% del consumo, para evitar lo que ocurrió a continuación habría sido necesario que los compensaran, inmediatamente, otros generadores. Una red más mallada, interconectada y digitalizada facilita este tipo de operaciones. Otras medidas urgentes son ampliar nuestras interconexiones con Europa a través de Francia, pasando de los 2.800 MW actuales a como mínimo 10.000 MW,  integrar sistemas de almacenamiento a gran escala, distribuidos detrás de contador y, finalmente, sectorizar la red para aislar fallos e impulsar el despliegue de micro-redes inteligentes y los recursos energéticos distribuidos.

Actualmente, la mayor parte de los inversores instalados en plantas fotovoltaicas son inversores “grid following” que simplemente siguen la señal de la red existente y, si la señal no es la esperada, directamente desconectan. Una contingencia que puede evitarse mediante la instalación de inversores «grid forming», capaces de generar y mantener una red eléctrica autónoma, regulando la tensión y la frecuencia de la corriente alterna, y operando de forma independiente ayudando a la red frente a una caída generalizada, incluso si la red principal no está disponible.

El apagón que afectó a la Península Ibérica ha puesto de manifiesto una realidad ineludible. La red eléctrica actual es vulnerable y tanto hogares como empresas necesitan urgentemente adoptar soluciones que garanticen su independencia energética cuando tenemos tecnología avanzada para ello.

Los efectos del 28/4 van más allá de lo puramente técnico. Alcanzan la dimensión social. Cuando un país entero se queda sin electricidad durante tantas horas, no solo se detienen las cadenas de producción, también se instala la duda en el sector industrial, precisamente cuando un objetivo estratégico crucial es la reindustrialización del país. Se genera una desconfianza hacia la transición energética. La electrificación puede dejar de ser percibida como una solución limpia y segura, algo que el país no se puede permitir para alcanzar los retos de sostenibilidad y competitividad. Lo ocurrido no puede frenar la transición energética, pero nos impone el reto de hacerla operativamente viable.

El futuro sistema eléctrico será una combinación de generación a gran escala con transporte, distribución por la red, generación descentralizada y autoconsumo

Las instalaciones de autoconsumo actuales se desconectan automáticamente de la red en caso de corte, por motivos de seguridad. Por ello, la verdadera solución para garantizar la continuidad de suministro en estos casos es instalar baterías y sistemas de respaldo que permitan a los usuarios aislarse de la red. Este tipo de soluciones no solo nos protegen de problemas puntuales o subidas de tensión, sino que también proporcionan una auténtica independencia energética ante cualquier contingencia, contribuyendo a implantar un sistema eléctrico más resiliente y preparado para el futuro. Es hora de impulsar el sector eléctrico español hacia soluciones que integren de forma distribuida generación, almacenamiento y respaldo. No basta con producir energía, hay que almacenarla y gestionarla para optimizar su consumo, garantizando la seguridad y la estabilidad.

En conclusión

Mientras la generación con renovables está cumpliendo muy bien los objetivos del PNIEC 2030, no ocurre lo mismo con el almacenamiento tanto hidráulico como con baterías, ni la ampliación y digitalización de las redes, cuyos déficits impiden una mayor electrificación de la demanda, desde las infraestructuras de recarga del VE hasta la electrificación de la industria.

La combinación de un sistema centralizado robusto y digitalizado, complementado por recursos energéticos distribuidos en redes locales inteligentes, supone un gran reto para todos los agentes del sector, empezando por las grandes compañías energéticas hasta los instaladores, para hacer partícipes del cambio a cualquier usuario por pequeño que sea. Respecto a este último punto, la evolución del instalador tiende al desarrollo de nuevas actividades como gestor energético y a ganar protagonismo como agregador de la demanda.

 

Juanjo Catalán

Asesor estratégico de ASELEC