Desde el apagón del pasado 28 de abril, la adopción de una programación reforzada en el sistema eléctrico español ha generado un gasto de 422 millones de euros de mayo a octubre, cifra que equivale al 2,34% del gasto total del sistema, que ha alcanzado más de 18.000 millones de euros en ese periodo, de acuerdo con la información proporcionada por Red Eléctrica de España (REE).
Particularmente en octubre, esta medida ha representado el 2,9% del costo final de la energía, que fue de 95,01 € / MWh. Esto se traduce en un gasto adicional de tres céntimos diarios para un consumidor del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) con un consumo medio de 300 KWh mensuales, según estimaciones de REE.
En cuanto a los primeros nueve meses del año, la programación reforzada supuso el 0,8% del total de energía renovable no gestionada que no se integró al sistema por seguridad, conocido como ‘vertidos técnicos’ o por restricciones técnicas de red. Esto ha aumentado este año debido al incremento en la potencia instalada de fuentes renovables. REE señala que «no dispone de estimaciones de los denominados ‘vertidos económicos´, que es la energía que no se integra en el sistema porque no casa en los mercados por motivos ajenos a Red Eléctrica.
El sistema reforzado implica que el Operador del Sistema pide a un mayor número de centrales de ciclo combinado que estén en disposición de controlar la tensión del sistema en caso de problemas. Para ello, estas infraestructuras deben estar arrancadas para que puedan entrar en funcionamiento en el mínimo tiempo posible en caso de ser necesitadas.
El operador del sistema ha confirmado que esta estrategia de programación, que comenzó el 30 de abril, se mantendrá «con las necesarias adaptaciones a un sistema en constante transición, hasta que se aprueben e implementen todas las medidas normativas, varias de ellas propuestas en su informe de análisis del incidente; hasta tener claro el fenómeno que causó la oscilación anómala y forzada».
Además, REE aseguró que continuará con esta operación «con las necesarias adaptaciones a un sistema en constante transición:
- hasta que se aprueben e implementen todas las medidas normativas, varias de ellas propuestas en su informe de análisis del incidente;
- hasta tener claro el fenómeno que causó la oscilación anómala y forzada, y
- hasta que el comportamiento de los sujetos del sistema sea acorde a los requisitos normativos de control de tensión; pudiendo así mitigar tanto las variaciones rápidas de tensión como sus consecuencias, especialmente respecto a la eventual desconexión de instalaciones de generación conectadas a redes de distribución a las que no alcanza la observabilidad del OS y que se puso de manifiesto en el incidente del 28 de abril».
A finales de octubre, REE anunció la habilitación de 24 instalaciones renovables para la prestación del servicio de control dinámico de tensión. Lo hizo, decía, en línea con el nuevo P.O. 7.4 y señala que lo solicitó en 2020, aunque fue aprobado en junio por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que aprobó hace unos días una resolución urgente al respecto.
El operador del sistema afirmaba que “está preparado para que estas instalaciones comiencen a prestar dicho servicio desde el momento en que se lo notifiquen”, y añade que “se mantiene a disposición de los agentes y del resto de plantas renovables a los que invita a realizar sus solicitudes para ser habilitados y poder participar en el nuevo P.O.”.
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