Red Eléctrica lo pidió en 2021 y tras dos pruebas piloto que revelaron «fuertes impactos económicos», la CNMC cerró en diciembre una consulta para actualizar un «servicio de control de tensión» en el sistema peninsular «frente a los valores extremos» de los últimos años y la alta penetración de renovables
Sara Aagesen: “Las oscilaciones en la red europea antes del apagón muestran que sus causas son enormemente complejas”
Red Eléctrica de España (REE) pidió en julio de 2021 a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) actualizar una normativa que, según ha reconocido este organismo, ha quedado “obsoleta”, para que eólica y fotovoltaica puedan regular posibles caídas de tensión eléctrica, “hacer frente a los valores extremos de tensión registrados en los últimos años” y mejorar “la estabilidad” del sistema peninsular “ante un escenario de elevada producción de energías renovables”.
La normativa se va a aprobar “en breve, probablemente en este mes, dado que el proyecto ya se sometió a audiencia publica a finales de año y se ha discutido nuevamente internamente”, explican fuentes del ‘súperregulador’, que el pasado noviembre, cuatro años después de que REE publicara su primera propuesta, sacó a audiencia pública la actualización de varios procedimientos de operación para desarrollar un “servicio de control de tensión en el sistema eléctrico peninsular español”. El texto estuvo a consulta hasta el 17 de diciembre. Un día después se remitió al Ministerio para la Transición Ecológica “para que pudiera aportar sus comentarios”.
El histórico apagón ibérico del 28 de abril ha llevado a primer plano la cuestión de los problemas de estabilidad de la red por la alta penetración de las renovables. El Gobierno insiste en que las causas del colapso son “complejas” y llevará tiempo conocerlas y ha creado una comisión interministerial con el apoyo de la CNMC, que este lunes mantuvo su quinta reunión en la sede de Endesa.
El texto que Competencia sacó a consulta el 18 de noviembre indica que “la estabilidad del sistema eléctrico se está viendo afectada por una creciente variabilidad en tiempo real, tanto proveniente de la generación como de la demanda (autoconsumo o almacenamiento), así como de los flujos en las interconexiones internacionales”. Lo vincula con los dos componentes de la energía que fluye por las redes omo resultado de la interacción entre producción y consumo: la “energía activa” que necesitan los equipos eléctricos y la “reactiva”, una especie de efecto secundario.
Según explicó en noviembre la CNMC, “la variabilidad de la energía activa está siendo abordada con el desarrollo de la flexibilidad de las tecnologías tradicionalmente no gestionables y el intercambio de reserva entre los sistemas interconectados”. Pero “también la energía reactiva y la tensión están sufriendo problemas de variabilidad, mientras que la metodología de control de tensión basada en el seguimiento de consignas fijas, particularmente de factor de potencia, está obsoleta y resulta insuficiente para garantizar la seguridad del sistema”.
El vigente “servicio complementario de control de tensión en la red de transporte” es un procedimiento (conocido como 7.4) que data de marzo de 2000, cuando la eólica y la fotovoltaica eran testimoniales, si bien fuentes del organismo subrayan que “la prestación de este servicio ya es obligatoria actualmente: para la generación convencional lo recoge el PO 7.4 vigente, y para las renovables, cogeneración y residuos la recoge el RD 413/2014. Lo que establecemos es la posibilidad de contribuir al control de tensión con capacidad adicional” con ese nuevo servicio.
Cuando propuso actualizar ese procedimiento, en noviembre de 2020, el operador del sistema (REE) explicó que “el sistema eléctrico español peninsular ha ido evolucionando haciéndose cada año más variable”, con “severos problemas especialmente de sobretensión en periodos valle y llano [cuando no hay puntas de demanda]. Resulta, por tanto, imprescindible adaptar y actualizar la normativa vigente”.
REE señaló entonces que “el servicio de control de tensión aspira a ser implementado a partir de 2021”. Expuso que los proveedores de ese servicio “siguen consignas fijas que los gestores de red emiten por teléfono, correo electrónico o incluso correo ordinario. El dinamismo creciente del sistema eléctrico en lo que se refiere a una mayor flexibilidad tanto de la generación, demanda, autoconsumo y almacenamiento como de las interconexiones internacionales hace que estas metodologías de control de tensión estén obsoletas. El control de tensión futuro debe estar basado en el envío de consignas de tensión en tiempo real calculadas mediante la utilización de tecnologías más eficientes”.
REE remitió su propuesta a la CNMC en 2021 pero fuentes de Competencia indican que “no era una propuesta de servicio completa” basada en mecanismo de mercado como estipula la normativa europea, “que exigiría al regulador presentar evidencias de que basarla en mercado no sería económicamente eficiente”.
“No teníamos datos sobre los que basar esa evidencia” y la CNMC lanzó un proyecto piloto de generación “que pusiera a prueba el mercado, dándonos información sobre el grado de eficiencia que tendría. La propuesta de 2024 supone una evolución de la de 2021, incorporando las lecciones aprendidas con el proyecto piloto, con una propuesta mixta entre obligaciones regulatorias y mercado”, para una implementación progresiva, “según las renovables vayan invirtiendo en equipos para dar control de tensión”. A propuesta de REE, el borrador de la CNMC no preveía poner en marcha el servicio hasta un año después de publicarse en el BOE.
Tras dos proyectos piloto, el conocido como ‘superregulador’ sometió a consulta en noviembre lo que presentó como “una profunda modificación del procedimiento de operación 7.4”: un sistema de subastas zonales para “el aprovechamiento de la capacidad de reactiva de que disponen las instalaciones de generación, demanda y almacenamiento”, incluyendo a las plantas conocidas como RCR [Renovables, Cogeneración y Residuos], y “mantener las tensiones en los rangos de seguridad establecidos”.
El texto preveía que “la existencia de una retribución asociada incentive la adaptación de gran parte del parque generador preexistente, especialmente del tipo RCR”. Según expuso la CNMC, “la novedad más importante de esta propuesta es la introducción de mecanismos de retribución cuando el servicio de control de tensión es prestado en su modalidad más exigente, es decir, con seguimiento de consignas en tiempo real” en el sistema peninsular español.
La propuesta exigía “mantener la capacidad de generación o absorción de potencia reactiva fuera del rango de tensiones admisibles, lo que evitará la desconexión de las propias instalaciones, así como la de los equipos eléctricos cercanos, ante situaciones de sub/sobretensión, facilitando que el sistema pueda hacer frente a los valores extremos de tensión registrados en los últimos años”.
Consignas en “5 segundos”
El procedimiento “dispone que el envío de consignas se efectúe a través de los centros de control habilitados por el operador de sistema [REE], que reenviarán a los proveedores bajo su control las consignas recibidas” de REE “en tiempo real, con un retraso máximo de 5 segundos”. Para testarlo, la CNMC aprobó en julio de 2022 un proyecto de demostración, su primer “sandbox” (banco de pruebas regulatorio). La primera prueba piloto, entre febrero y julio de 2023, fue en Galicia y Andalucía, con 42 instalaciones de generación térmica convencional y “de nuevas instalaciones renovables, incluidas eólicas y fotovoltaicas”, y permitió “comprobar la viabilidad técnica del nuevo servicio”, si bien afloraron “fuertes impactos económicos”.
Tras sacar ese texto a consulta, la CNMC prorrogó en enero un año más otra prueba de este sistema por el lado de la demanda, abriéndolo a grandes consumidores para “mantener la tensión de la red en los umbrales de seguridad” y “resolver los problemas de sobretensión”.
La CNMC la creó el Gobierno del PP en 2013 al fusionar los antiguos reguladores de Competencia, Energía o Telecomunicaciones con un polémico modelo prácticamente inédito en el mundo. Lleva meses en situación de interinidad: a la espera de la anunciada recuperación de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) que lleva meses tramitando el Congreso, donde este martes la presidenta del ‘súperregulador’, Cani Fernández, comparece para dar explicaciones sobre el histórico apagón, que le pilló analizando la operación del año en España, la oferta pública de adquisición (opa) de BBVA sobre Banco Sabadell.
En una entrevista en elDiario.es publicada el pasado fin de semana, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, confió en que la CNE, que el Gobierno anunció en febrero de 2024 con la idea de que estuviera en marcha antes de 2025, eche a andar “este año”. Según Aagesen, “la transición se acelera y los tiempos requieren de un regulador independiente, 100% de expertos energéticos, capaz de acompañar en esta transformación y guiar esa regulación independiente en pro de un sector competitivo, que tenga ventajas desde el punto de vista de coste-eficiencia, pero también que acompañe en esa senda de descarbonización”.
“El sistema colapsa”
Como explica en un reciente artículo sobre el apagón el ingeniero de la Universidad de Comillas Carlos Batlle, la estabilidad del sistema eléctrico “se basa fundamentalmente” en controlar la energía activa y la reactiva. La primera “debe estar siempre equilibrada” lo que se consume casi en cada instante debe coincidir con lo que se produce y este equilibrio lo mide la frecuencia, que en Europa son 50 hercios. Al tiempo, los operadores del sistema deben controlar “la misteriosa energía reactiva” y “cuando en algún punto de la red se produce un desequilibrio significativo, las tensiones (voltajes) en las redes alcanzan niveles insoportables para los equipos eléctricos que, para protegerse, se desconectan de forma automática”.
Como explica Batlle, “si en un momento el consumo en el conjunto del sistema es menor de lo previsto, la frecuencia sube por encima del umbral, indicando que es necesario reducir la generación (y al revés). Si este desequilibrio no se restituye con mucha rapidez, el sistema colapsa”. Un informe preliminar de la red de transportistas de la UE confirmó el viernes la desconexión de 2.200 megavatios antes del apagón y advirtió de dos oscilaciones de tensión y frecuencia en las redes europeas previas a la caída masiva de 15 GW que precipitó el cero nacional.
Para Batlle, “aunque resulte para algunos fascinante, y para otros necesario, sería fantástico no perder el tiempo en la carrera de buscar culpables” del apagón. “Básicamente porque ninguno lo es: ni el sol, ni la nuclear, ni Red Eléctrica, ni las compañías eléctricas, ni Francia. En todo caso sí cabrá de alguna manera explorar la parte de responsabilidad de nuestra sociedad, que da por hecho que mantener el suministro eléctrico en el contexto actual es una tarea trivial, exenta de riesgo y por supuesto mucho más barata que el precio al que se paga, por lo que, en consecuencia, cualquier fallo se debe sin duda al desinterés (o peor a intereses espurios), inacción o incompetencia de alguien”.
