Iberdrola, Endesa y Naturgy ultiman una petición conjunta para prorrogar la nuclear extremeña, convertida en pieza clave de la estabilidad de la red. Moncloa, por ahora, mantiene el calendario de cierre y confía en un modelo de control de tensión «en pruebas» y sin precedentes en el mundo Leer Iberdrola, Endesa y Naturgy ultiman una petición conjunta para prorrogar la nuclear extremeña, convertida en pieza clave de la estabilidad de la red. Moncloa, por ahora, mantiene el calendario de cierre y confía en un modelo de control de tensión «en pruebas» y sin precedentes en el mundo Leer
Ayer, Iberdrola, Endesa y Naturgy encarrilaron el acuerdo para pedir al Gobierno de forma «inminente» la prórroga de Almaraz. Tras meses de negociación, de las tres empresas entre ellas y de estas con el Ejecutivo, lo que ha inclinado la aguja han sido los graves fallos de tensión que en las últimas semanas han reactivado el riesgo de apagón en España. En este escenario de alerta, la central cacereña se ha revelado como la clave de bóveda del punto más crítico del sistema: Extremadura. En el epicentro de las fluctuaciones de tensión, Almaraz es la única central capaz de amortiguarlas. Sin embargo, el Gobierno no ve en ello una razón de peso para replantearse su cierre. Confía en que si esta central nuclear se apaga según lo previsto en 2027, los parques renovables de la zona podrán suplir ese colchón porque, para entonces, deben tener ya activos sistemas propios de control de tensión. Los técnicos ponen en cuarentena este escenario, pues aseguran que se trata de una «solución experimental» inédita en el mundo.
Históricamente, la estabilidad de la tensión se ha reservado a las nucleares, los ciclos de gas y las centrales hidráulicas. Por sus características físicas, estas tres tecnologías —las llamadas síncronas— son capaces de absorber o inyectar a la red potencia reactiva, lo que ayuda a gestionar la tensión, así como contribuir con la inercia de sus generadores a estabilizar las variaciones de frecuencia. En definitiva, dan robustez al sistema. Tecnológicamente, la eólica y la fotovoltaica pueden simular esa inercia gracias a la electrónica, aunque en España no estaban obligadas a contar con esos sistemas de control de tensión antes del apagón. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó en junio una resolución para exigir a todas las renovables unos requisitos mínimos de tensión.
El proceso está en marcha, pero media docena de técnicos independientes consultados por EL MUNDO coinciden en que se trata de un mecanismo «en pruebas» y que no existen antecedentes en el mundo que permitan prever cómo va a evolucionar cuando empiece a operar a gran escala. Además, insisten en que es imposible saber cuánto tiempo va a requerir su puesta a punto.
«Poner en servicio el sistema de control de la red de transporte y lograr que sea robusto y fiable tardará tiempo. Decir que cuando se cierre Almaraz, en 2027, este mecanismo va a funcionar como un reloj suizo, solo lo puede decir aquel que nunca haya puesto en servicio un sistema de control», expone uno de los expertos en sistemas eléctricos de mayor prestigio de nuestro país. «El actual procedimiento de operación 7.4 de control de tensión data del año 2000. En 25 años ni el Ministerio ni la CNMC ni el operador del sistema han logrado poner en servicio el control de tensión, ¿cómo lo van a lograr en un año?«, reflexiona.
Precisamente, la CNMC congeló el martes la reforma del procedimiento 7.4 que había solicitado Red Eléctrica. Lo hizo tras recibir advertencias de las centrales síncronas de que las nuevas exigencias que pretendía introducir el operador del sistema podrían «dañar las máquinas» y acabar agravando la inestabilidad del sistema. «Las turbinas no lo aguantarían», aseguran fuentes del entorno del supervisor. En este contexto, la solución por la que apuesta el Gobierno en el escenario previsto de cierre de Almaraz es todavía más incierta.
«Es algo prematuro saber cuánto tiempo nos puede llevar implementar las nuevas medidas de control de tensión, sin conocer el detalle de las mismas. Seguro que habrá un periodo de pruebas previo, pero es difícil saber ahora mismo cuánto tiempo va a requerir», explican fuentes técnicas próximas a Red Eléctrica. Tampoco estas recuerdan antecedentes de otros países que hayan adoptado un modelo de estabilidad de tensiones a tan gran escala a base de renovables.
Fuentes de la CNMC confirman que ya ha arrancado el proceso para habilitar masivamente a las centrales de generación para que regulen tensión «de manera dinámica en respuesta a las consignas del operador del sistema», es decir, en función de las necesidades que les transmita Red Eléctrica en cada momento. Esto, aseguran, «contribuirá a mejorar significativamente la seguridad del sistema». Pero el proceso avanza con lentitud. En España hay miles de plantas de generación, solo considerando eólicas y fotovoltaicas. De acuerdo con la información más reciente que maneja la CNMC, desde junio hasta hoy, 161 instalaciones habrían solicitado realizar las pruebas que las habilitarán en el control de tensión. La cifra incluye desde ciclos combinados de gas, hasta eólicas, fotovoltaicas o hidráulicas.
Las cifras globales, en cualquier caso, no son garantía para la estabilidad del sistema si se cumple el calendario de Almaraz. «Con el nuevo procedimiento habrá plantas renovables habilitadas para darlo, pero no sabemos cuántas ni dónde, y el dónde aquí es muy importante. Tampoco es seguro cómo esto mejorará la estabilidad de modo efectivo», enfatiza otro experto del ámbito académico, quien ve «un problema de tiempos». «En este escenario toda prudencia es poca«, advierte.
El experto incide en el dónde porque la amortiguación de tensión debe realizarse mediante centrales situadas físicamente cerca del origen de las fluctuaciones. En Extremadura, a diferencia de otras regiones donde cuentan con varias opciones de centrales síncronas, Almaraz está sola. Más allá de los requisitos mínimos de regulación de tensión, la resolución de la CNMC recogió el despliegue «progresivo» de mercados zonales. Se trata de un sistema de subastas donde las centrales de un área determinada podrán presentarse para responder a las necesidades de control de tensión que Red Eléctrica detecte en un punto concreto de la red. Es decir, para sustituir el respaldo de Almaraz, las renovables de la región no solo deberán cumplir unos mínimos, también tendrían que ser capaces de desarrollar sistemas de amortiguación lo suficientemente avanzados como para participar en esas subastas. Y ni siquiera esto es un seguro.
La semana pasada en la comisión que investiga el apagón en el Senado, el ex director general de Operación de Red Eléctrica, Miguel Rafael Duvison, destacó que los sistemas de control de tensión de eólicas y fotovoltaicas emulan los de las centrales síncronas, pero «no son lo mismo». Duvison dejó la compañía semipública en 2022, mucho antes del blackout, pero fue citado en la Cámara Alta como especialista con una trayectoria de varias décadas en el operador del sistema. Allí descartó que el apagón pudiera achacarse al fallo de una única planta y lo atribuyó a «un problema sistémico importante de incapacidad para regular la tensión».
Preguntado por el cierre nuclear, fue claro: «Lo que es evidente, porque esto es tautológico, es que las centrales nucleares contribuyen de manera muy importante a la seguridad de suministro, aquí y en cualquier sitio». Destacó que estas centrales aportan la mayor inercia y regulan tensión por encima de cualquier otra fuente de generación, «porque son los generadores más grandes, tienen potencia de cortocircuito». Si bien apuntó que aún pueden mejorar en flexibilidad, reconoció que «tienen todo lo que el sistema necesita».
Aunque Duvison rehusó pronunciarse firmemente sobre el cierre nuclear, concluyó que con la tecnología actual «no es posible un sistema seguro que no sea síncrono; debe tener una componente síncrona importante». De hecho, afirmó que el control de tensión de las renovables permitirá prescindir únicamente de una parte de los generadores síncronos. «¿De cuánto? En cada momento el operador del sistema tiene que ver de cuánta generación síncrona puede prescindirse. Con la tecnología actual, sin máquinas síncronas, no hay sistema«.
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