Apagón y desconexión o desconexión y apagón: ¿fue primero el huevo o la gallina?

Alguien que opina poco pero con fundamento dijo el martes en una red social que un consultor es quien hace preguntas que llevan a pensar y un experto quien se ha leído el manual de instrucciones un par de horas antes que tú (y pretende vender sus servicios, añadiría). En ese mismo sentido, un consultor (de los de verdad) se quejaba –antes del apagón– de esos autodenominados expertos que hacen un refrito con trocitos que toman de acá y allá y te lo presentan como algo novedoso y de creación propia. Resulta que, en estas horas transcurridas desde que el país se quedara sin luz, los consultores piden prudencia y tiempo mientras los expertos entran a comentar inmaiopinion todas las aportaciones buscando su ganancia de pescadores en el río revuelto. También se ha visto a (¿ex?) políticos entrevistar a charlatanes. Pero, eh, charlatanes expertos. Casi dan ganas de que se vaya la luz.

¿Qué se ha dicho entre las aportaciones a las que hay que escuchar? Dos versiones en las que el orden de los factores sí altera el valor del producto. ¿Fue primero el huevo o la gallina? ¿Desestabilización de la frecuencia y reducción de la generación o reducción de la generación que desestabiliza la frecuencia?

La presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, ha afirmado esta mañana que “a las 12:33 h [del 28 de abril] se produjo una súbita desconexión de generación que provocó unas alteraciones en los parámetros esenciales en el sistema». Esto es, reducción de la generación que desestabiliza la frecuencia.

Corredor ha señalado que, de momento, se trata de “informes preliminares”, pero que “relacionar el incidente del lunes con las renovables no es correcto”, ha declarado en una entrevista a la Cadena SER. “No es un problema de cuánta renovable entra, ha habido momentos de más generación renovable sin problemas de seguridad”, y añade que “las renovables no estaban el lunes en rangos excepcionales”, y reiteraba que “en otras ocasiones, las renovables han trabajado con mayor intensidad que el lunes”.

También Eduardo Prieto, Director de Servicios Operativos de Red Eléctrica, atribuyó la causa a una pérdida inesperada de generación en el suroeste de España.

En cambio, según la consultora Aurora Energy Research, a las 12.33 h del lunes, la frecuencia de la red eléctrica española bajó repentinamente, desde el nivel de 50 hercios en el que el operador de la red intenta mantenerla, hasta 49 hercios. Un desplazamiento superior a 0,1 hercios obliga a muchas centrales eléctricas a desconectarse automáticamente por razones de seguridad. Cualquier pérdida de potencia en España tiene un efecto inmediato en Portugal, que depende en gran medida de la red vecina para el suministro eléctrico.

Joan Herrera, especialista en energía y medio ambiente, y antiguo director general de IDAE, escribe en El País que “es importante remarcar que el 28 de abril hubo una desestabilización de la frecuencia, y como consecuencia de ello, una reducción de 15 GW de generación solar (ese es el orden cronológico, no al revés). Es decir, no es que el sistema se cayera porque había mucha fotovoltaica, como algunos tratarán de hacernos creer, sino que la fotovoltaica se desconectó porque una de las variables de operación clave osciló, la frecuencia del sistema”.

En esa misma línea incide Fundación Renovables: “Las renovables no fueron la causa de la caída de la red eléctrica, sino que la desconexión de las plantas renovables fue una consecuencia del cero de red”.

Y explican: “La información que ha trascendido desde fuentes oficiales es que el lunes, a las 12.33 horas, hubo una ‘desaparición’, durante cinco segundos, de 15.000 megavatios de potencia. Es decir, una caída abrupta de la generación. En ese momento las centrales renovables españolas de más de dos megavatios se desconectaron de la red ante una perturbación en la frecuencia de la red, por motivos de seguridad, comportándose tal y como dicta el protocolo de actuación recogido en la normativa española (Orden TED/749/2020 de 16 de julio).

Esta norma establece que las centrales renovables deben disponer de equipamientos de hueco de tensión para desconectarse por un periodo corto (menos de 0,5 segundos) cuando hay una disminución brusca (hasta el 80%) en la tensión de la red eléctrica. Es decir, la desconexión que se produjo, al igual que ha ocurrido con las centrales nucleares– que, por cierto, han permanecido paradas casi 32 horas después del gran apagón– y el resto de las tecnologías, fue una consecuencia y no la causa. Este apagón se realiza para proteger a las plantas y a los operarios que trabajan en ellas ante una posible corriente descontrolada”.

Algunos datos

El director general de UNEF, José Donoso, ha señalado un aspecto importante. «No se trata de la caída de una planta fotovoltaica, lo que nos extraña es por qué se cae todo un sistema eléctrico porque se desconecte una planta», se pregunta, pues «se supone que una interrupción está muy prevista y al contrario de lo que se ha dicho, la energía fotovoltaica se programa el día anterior», asegura. José Donoso dice también que la responsabilidad por parte del productor de energía acaba cuando introduce la energía en la red, pero no se sabe por qué se produce la incidencia, que «en ningún caso es por la caída de una planta fotovoltaica», aclara el director general de la Unión Española Fotovoltaica.

El CEO de Bornay, Juan de Dios Bornay, explica en un comunicado que lo ocurrido no puede atribuirse únicamente a un fallo puntual o a la tecnología fotovoltaica en sí, sino a un crecimiento desordenado del autoconsumo sin acompañamiento normativo ágil y adecuado. “Hemos pasado de la aislada a conectarnos a la red, y de ahí al autoconsumo, sin definir un marco claro y en un período de tiempo muy corto”, señala y, a renglón seguido advierte de que en el modelo actual, muchas personas generan energía cuando no la consumen —por ejemplo, durante el día— y luego consumen de noche, cuando ya no producen, lo que genera vertidos no aprovechados y desequilibrios en la red», dice.

Partiendo de que no existen aún informe completo ni datos definitivos, entre las explicaciones de parte de los fallos hay teorías que incluyen daños en los cables eléctricos; otras señalan que se habla siempre del conjunto de la red, pero no de los nodos y la lejanía en nodos entre generación y consumo.

Como ejemplo, en agosto de 2003, sin renovables, con inercia y 9 reactores nucleares operando un apagón afectó al noreste y medio oeste de los Estados Unidos y a Ontario (Canadá). Se vieron afectados 55 millones de usuarios cuando desaparecieron 23 GW de potencia en unos instantes, el 80% de la generación, todo debido a un fallo informático: según recoge Wikipedia, la causa principal del apagón fue un error de software en el sistema de alarma de la sala de control de la compañía distribuidora FirstEnergy, que impidió que los operadores tuvieran conocimiento de la sobrecarga del sistema eléctrico después de que varias líneas de transmisión cayesen sobre árboles. Lo que debería haber sido un apagón local manejable derivó en el colapso de toda la red eléctrica.

Corredor señaló esta mañana que la red opera con un centro de control nacional, pero “existen otros 35 centros territoriales que son los que se están analizando para saber exactamente dónde y cómo se produjo el problema que derivó en la desconexión eléctrica peninsular”. Estos están recabando millones de datos para “conocer milisegundo a milisegundo” lo que ocurrió. Beatriz Corredor ha añadido que el Gobierno les «ha dado hasta esta tarde» para que faciliten todos los datos y “después hay que analizarlos”.

Propuestas y mejoras

Las fluctuaciones de frecuencia no son infrecuentes, pero los operadores de la red suelen superarlas pidiendo a los generadores eléctricos que aumenten o disminuyan su producción, o utilizando baterías. Sin embargo, en este caso, la capacidad de generación adicional no pudo ponerse en marcha con suficiente rapidez, y la falta de inercia «contribuyó a la inestabilidad». Aun así, las centrales nucleares y otras fuentes que estaban inyectando energía a la red en ese momento deberían haber proporcionado suficiente inercia, según Adam Bell, de la consultora británica Stonehaven.

Cualquier desviación sostenida puede comprometer la estabilidad del sistema. La función estabilizadora del sistema la cumplen los generadores síncronos, presentes en tecnologías como la nuclear –que, puntualizando, es síncrona no gestionable, pues no puede apoyar al sistema y dar respuesta a un incidente repentino como el de este lunes–, el gas o, en el campo renovable, la hidráulica.

Gran Bretaña ha desplegado “volantes de inercia” de 200 toneladas, que imitan las turbinas de las centrales eléctricas tradicionales, para evitar problemas de inestabilidad en la red. Hawái lo probó ya en 2018.

El mayor uso de baterías y interconexiones también puede ayudar a equilibrar los suministros intermitentes.

Otra forma de garantizar la seguridad del suministro sería utilizar microrredes o potenciar el Grid Forming, un nuevo paradigma de control de las renovables en las que no solo se incorporan a la red, sino que «generan red» y con ello pueden hacerla más robusta.

Los inversores grid-forming juegan un papel clave en mantener la estabilidad de la red incluso cuando hay desajustes. Estos inversores permiten la formación de microrredes autónomas, que operan de manera independiente (en isla), sin perder estabilidad, incluso durante eventos críticos en la red principal.

Además, aportan inercia virtual, pues simulan la inercia física mediante el control electrónico, y estabilizan la frecuencia rápidamente en caso de desequilibrio entre generación y consumo.

Finalmente, contribuyen al blackstart: en caso de un apagón total, el Grid-Forming facilita el arranque de la red desde cero y permiten una reconexión ordenada y eficiente.

“En concreto, ya es necesario para los proyectos de baterías validar que estos cumplen el requisito de BlackStart o arranque de cero. Esta manera de trabajar «generando red» de las renovables se multiplica exponencialmente cuando se combina con baterías. Precisamente, Australia pisó el acelerador con las baterías y el almacenamiento en general desde el gran apagón de 2017, y es donde también desde 2022 se están implementando proyectos en los que la renovable adquiere más protagonismo y relevancia a la hora de reforzar y dar estabilidad a la red”, ha compartido con pv magazine Xabier Barón, Director de Operaciones en SiG Coop. Barón apunta que, “en Australia, por ejemplo, se remunera desde entonces la contribución a reforzar la red. Tener almacenamiento gestionado por el operador (compatible en todo lo posible con desarrollo privado) es una medida útil para ocasiones como esta”.

Parte del debate se ha centrado en cuestionar si algo tan crítico como la energía puede ser privado, o, en caso de resultar necesario, podría “intervenirse”. Para Joan Herrera, la energía hidráulica es la que puede aportar mayor estabilidad al sistema. “La defensa del interés público significa empezar a hablar de quién debe decidir cómo y cuándo opera la renovable, gestionable y síncrona por excelencia, otorgándole ese rol al operador del sistema”, afirma.

En definitiva, la mayoría de voces señalan que «hay que dejar trabajar a Red Eléctrica». Prudencia y tiempo. La vicepresidenta para la Transición Ecológica y Reto Demográfico Sara Aagesen anuncia que el comité de análisis que coordinará el MITECO tiene su primera sesión esta misma tarde. «Tenemos la obligación de que nuestra información siempre sea rigurosa y exhaustiva. No vamos a trasladar teorías o especulaciones». Que se haga la luz.

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