La ULE recuerda que el 'riesgo cero' de apagones "no existe" y pide más inversión
El doctor del área de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de León, Miguel de Simón, ve “prudentes” las medidas de REE para anticipar fallos
El riesgo cero de sufrir un apagón eléctrico como el vivido el pasado 28 de abril “ni existe ni ha existido nunca”. Es más, las posibilidades de que se reproduzcan esas mismas situaciones “son reales mientras no se implementen medidas estructurales en el sistema eléctrico”. Así lo advierte Miguel de Simón, doctor del área de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de León, después de que Red Eléctrica de España (REE) haya solicitado a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) modificar de forma urgente varios procedimientos de operación del sistema ante riesgo inminente de colapso de las tensiones en la red.
Estas medidas, según recuerda de Simón, requieren de “tiempo e inversión” y su aplicación resulta imprescindible para evitar un nuevo episodio de inestabilidad como el ocurrido la pasada primavera, tras detectarse en las últimas semanas fluctuaciones bruscas de tensión en la red de transporte, difíciles de controlar en un sistema cada vez más dominado por energías renovables.
Entre las actuaciones propuestas se incluyen limitar la velocidad la velocidad de cambio en la generación solar eólica, reforzar las reservas de potencia y mejorar el control de tensiones; decisiones que, a juicio del investigador de la ULE, son prudentes y buscan anticiparse ante posibles fallos, pero que podrían encarecer los costes del sistema. “El riesgo cero no existe, pero la clave está en anticiparse. Eso es precisamente lo que tiene que hacer el operador”, recalca.
Impacto en el consumidor
Las posibles acciones no son “neutras” para el consumidor. El experto, miembro del Instituto de Investigación e Innovación en Ingeniería de la ULE, recuerda que el refuerzo de la seguridad operativa puede implicar la puesta en marcha forzada de grupos térmicos -turbinas de gas y ciclos combinados- para garantizar las reservas de potencia necesarias. Ello supondría un aumento de los costes de los servicios de ajuste, que acabarían trasladándose al precio final de la electricidad. Concretamente, los primeros afectados serían los consumidores acogidos a tarifas indexadas, como el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), mientras que las tarifas fijas se verían afectadas de forma diferida, al renovarse los contratos.
Asimismo, de Simón señala que algunas instalaciones renovables podrían ver limitada su participación en determinados mercados de ajuste debido a las nuevas restricciones sobre rampas de generación, lo que podría afectar temporalmente a su rentabilidad.
Inversión e innovación
De Simón recuerda que el origen de estas dificultades no puede atribuirse únicamente a las energías renovables. La transición hacia un sistema libre de emisiones de CO? ha incrementado la generación renovable, principalmente solar y eólica, que inyecta energía a la red mediante electrónica de potencia. En este sentido, apunta que aunque esta tecnología puede gestionar potencia activa y reactiva, tensión e incluso frecuencia, los mecanismos que lo permiten aún no están plenamente desplegados ni regulados. A medida que se generalicen estas capacidades y se integren en la normativa operativa, los retos actuales se mitigarán. Para ello, concluye, se requiere “inversión, tiempo y una decidida apuesta por la investigación y la innovación tecnológica”.