Las grandes centrales hidroeléctricas extremeñas ayudaron al “rearme” del sistema eléctrico tras el gran apagón hasta la entrada de Almaraz

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El apagón, inédito en su magnitud y duración, que se produjo a las 12.33 horas del pasado lunes 28 de abril en toda España y Portugal, deja muchas lecturas e interrogantes aún sobre la actividad y comportamiento del sistema eléctrico español. En apenas cinco segundos, el 60% de la energía que se estaba produciendo en el país, unos 15 Gigawatios, desapareció. De repente. Hay que tener que cuenta que una de las claves de cualquier sistema eléctrico es la adecuación entre la oferta y la demanda. Si no casan ambas siempre hay problemas.

Según asegura la propia Red Eléctrica de España (REE), que gestiona la red eléctrica nacional, “dado que la energía en forma de electricidad no puede almacenarse en grandes cantidades, para satisfacer todas las necesidades eléctricas es necesario producir la misma cantidad que se consume. Esto requiere un equilibrio constante entre la demanda y la generación o inyección de electricidad en cualquier momento del día. Para lograr este equilibrio, realizamos pronósticos de demanda de electricidad en diferentes períodos de tiempo para cada hora del día utilizando modelos predictivos estadísticos inteligentes que consideran múltiples variables, incluidos factores importantes como patrones de trabajo y condiciones climáticas». Con un 60% de la energía generada desaparecida en cinco segundos era imposible evitar el apagón. No había tiempo ni margen para enganchar al sistema a nuevas unidades productivas para reestablecer el equilibrio.

Los sistemas eléctricos nacionales de toda la Unión Europea funcionan con una misma frecuencia de 50 hercios (Hz). Para evitar problemas e incluso un colapso del mismo, ex imprescindible que exista un equilibrio dinámico entre generación y demanda. Que nadie se quede sin la electricidad que demanda pero que tampoco la oferta en un punto supere a la demanda real en ese momento. De ahí la complejidad de la gestión eléctrica y la importancia de “electricidades estables”.

Hidroeléctricas
En la vuelta a la normalidad del suministro, que a primeras horas de la madrugada del martes alcanzó ya al 90% del mercado eléctrico español, han desempeñado un papel esencial tanto las centrales hidroeléctricas como las plantas de ciclo combinado. Especialmente las centrales de bombeo, que son las más rápidas en generar energía por su alta capacidad de almacenamiento.

Gracias a las abundantes lluvias de los dos últimos meses, los pantanos se encuentran muy por encima de su histórico de la última década lo que ha multiplicado su generación de energía. La cuenta del Tajo se encuentra al 84% de su capacidad y la del Guadiana al 70%:

Las centrales hidroeléctricas extremeñas, que concentran 2.277 MW de potencia instalada -casi el 20% del total nacional- han sido parte fundamental en el “arranque” de nuevo del sistema eléctrico español por su gran estabilidad. Extremadura cuenta con cinco centrales con más de 100 MW de potencia nominal cada una: Cedillo, José María Oriol, Torrejón el Rubio, Valdecañas y Gabriel y Galán. Extremadura fue en el año 2024 la quinta región española en producción hidroeléctrica y en este año 2025 se espera uno de sus mejores registros.

Problemas de interconexión
Uno de los más graves problemas a los que se enfrenta la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico español está en que las interconexiones con Francia y el resto de Europa están en la actualidad muy por debajo de lo recomendable. Incluso reconocido por la propia REE. “La Unión Europea aboga por el desarrollo de un mercado interior de la energía suficientemente interconectado para que la energía pueda circular libremente entre todos los Estados miembros en un sistema más robusto, eficiente y descarbonizado. En este sentido, el Consejo Europeo estableció como objetivo a los países miembros, alcanzar un nivel de interconexión de al menos el 10% en 2025 y del 15% en 2030, con el resto de la Unión Europea.

En la actualidad el sistema eléctrico español está conectado con los sistemas de Francia, Portugal, Andorra y Marruecos. Concretamente, nuestra interconexión con Francia es la puerta de conexión de la Península Ibérica con el resto de Europa. La capacidad de intercambio de esta interconexión ronda los 3 GW, lo que representa un bajo nivel de interconexión para la península. El nivel de interconexión internacional se calcula comparando la capacidad de intercambio con otros países con la capacidad de generación en nuestro sistema”. El ratio de interconexión actual del mercado español con los sistemas europeos a través de Francia es del 2%.

Centrales nucleares
El apagón ocurrido a las 12.33 del lunes 28 tuvo un efecto inmediato sobre la actividad de las centrales nucleares españolas, de las que solo tres reactores -entre ellos uno de Almaraz- se encontraban en ese momento en funcionamiento. El Consejo de Seguridad Nuclear informó a las 14,30 del mismo lunes  que “los titulares de las centrales nucleares españolas han notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) la declaración de situación de prealerta de emergencia –según sus Planes de Emergencia Interior (PEI)-, debido a la pérdida de suministro eléctrico exterior. Este suceso no ha tenido impacto en los trabajadores, el público o el medioambiente.

Ante esta situación imprevista (pérdida de suministro eléctrico exterior de todo el parque nuclear), los reactores de las centrales que estaban en funcionamiento (Almaraz II, Ascó I y II, Vandellós II) han parado automáticamente -de acuerdo a su diseño- y sus generadores diésel de salvaguardias han arrancado y mantienen las centrales en condición segura. Asimismo, los generadores diésel de las plantas de Almaraz I, Cofrentes y Trillo (en situación de parada previa a esta situación) han arrancado según diseño y se encuentran en situación segura·.

Ya a las 00,30 horas del martes 29 de abril, el Consejo de Seguridad Nuclear confirmaba que  “el titular de la central nuclear Almaraz (Cáceres) ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) el cese de la situación de prealerta de emergencia al haber recuperado de forma estable la alimentación eléctrica desde el exterior. La central Cofrentes (Valencia) también ha recuperado el suministro eléctrico exterior pero mantiene la situación de prealerta–según su Plan de Emergencia Interior (PEI)-. Por su parte, la planta nuclear Trillo (Guadalajara), parada por recarga de combustible y también en prealerta, continúa en situación segura, alimentada eléctricamente desde sus generadores diésel”.

Lectura obligada
Un muy interesante documento editado por la propia REE bajo el título de “Criterios de Ajuste y Coordinación de Protecciones en la red peninsular de Alta Tensión de Transporte y Distribución” se explican con gran detalle y análisis técnico cómo se garantiza el suministro eléctrico en el mercado español.

https://www.ree.es/sites/default/files/14_OPERACION/Documentos/protecciones-red-peninsular-2017.pdf

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La CNMC apremia a las comercializadoras de electricidad y gas a que controlen a sus fuerzas de ventas

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La CNMC ha recomendado en un reciente informe reforzar las medidas que las comercializadoras de electricidad y gas imponen a sus comerciales para evitar métodos de venta abusivos o equívocos. Los cuestionarios remitidos a las diez mayores comercializadoras, las denuncias de particulares y la coordinación con administraciones y asociaciones de consumidores han permitido a la CNMC analizar cómo actúan los agentes comerciales de estas empresas.

Según el análisis de la CNMC, la mayoría de las compañías tienen comerciales propios y externos que generalmente contactan con los clientes a través del canal telefónico. Todas imponen a sus agentes externos cláusulas contra la venta abusiva y fraudulenta. También exigen identificarse ante el consumidor, la legalidad de las bases de datos, la formación de los agentes e implantar controles de calidad. Solo la mitad de las comercializadoras encuestadas obligan a grabar íntegramente toda la llamada. 

Las comercializadoras llevan a cabo controles de calidad antes de la activación del suministro, mayoritariamente a través de comprobación de datos del contrato, la revisión de la documentación acreditativa del consentimiento, llamadas de verificación o auditoría de las grabaciones. Adicionalmente seis comercializadoras realizan encuestas de satisfacción después de la contratación.

Asimismo, se utilizan otros parámetros para la vigilancia de la actividad de la fuerza de ventas como las rescisiones anticipadas de los contratos, las reclamaciones particulares o recibidas por otras vías, las contrataciones efectivamente validadas por la comercializadora, los motivos de no validación, las solicitudes de desistimiento y el impago de las facturas. 

Si las comercializadoras detectan actuaciones irregulares, imponen de forma general medidas correctivas, como multas, rescisiones de contratos, y en su caso, denuncias ante un órgano policial o judicial.

Desde junio de 2023, el usuario tiene derecho a no recibir llamadas con fines comerciales, salvo que exista consentimiento previo, de acuerdo con la Ley General de Telecomunicaciones. Todas las compañías declaran disponer de procedimientos para dar cumplimiento a este precepto. Cinco de ellas han implantado exigencias adicionales, como la formación de sus agentes, la prohibición de llamadas a números generados aleatoriamente o la comprobación de que el usuario no está inscrito en la Lista Robinson.

Según la CNMC, las comercializadoras disponen de suficientes controles y mecanismos para evitar la actividad comercial irregular. Sin embargo, en algunos casos, no estarían aplicando esos controles de forma diligente porque estas prácticas persisten. Por ello, además de la aplicación de los controles anteriormente señalados, la CNMC realiza las siguientes indicaciones:

-Reitera su propuesta de que se obligue a las compañías a grabar íntegramente las llamadas comerciales (desde el inicio de la acción comercial).

-Incide en que la legislación establece que la obligación de observar la protección del consumidor es responsabilidad de las comercializadoras. -En consecuencia, la CNMC continuará supervisando el control que realizan las comercializadoras de la actuación de sus fuerzas de venta.

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Plantas de almacenamiento stand-alone: un nuevo protagonista en la transición energética

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Texto:
Ana Guijarro Durán
Ingeniera eléctrica de la Unidad de Energía de Arram Consultores, SL

El almacenamiento de energía se está consolidando como uno de los pilares para la evolución del sistema eléctrico. Hasta hace pocos años, su papel se limitaba casi exclusivamente a complementar instalaciones renovables, principalmente solares o eólicas. Sin embargo, la rápida evolución tecnológica, la reducción de costes y la necesidad creciente de gestionar la variabilidad de la generación han dado paso a una nueva tendencia: las plantas de almacenamiento stand-alone.

Este tipo de instalaciones, compuestas por sistemas de baterías conectados directamente a la red, sin depender de una planta de generación específica, están ganando terreno en los mercados eléctricos más dinámicos. Su objetivo ya no es solo “guardar” energía, sino aportar servicios concretos para mejorar la estabilidad, la eficiencia y la flexibilidad del sistema.

¿Qué es una planta de almacenamiento stand-alone?

Una planta de almacenamiento stand-alone es una infraestructura energética compuesta por baterías de gran capacidad, sistemas de conversión de energía (inversores), transformadores, protecciones eléctricas y una serie de sistemas auxiliares. A diferencia de los proyectos híbridos —donde el almacenamiento está asociado a una fuente renovable como el sol o el viento—, aquí las baterías operan de forma independiente y se conectan directamente al sistema eléctrico.

Estas instalaciones permiten ofrecer una gama diversa de servicios que hasta hace poco estaban reservados a las centrales convencionales. Entre los más relevantes destacan:

  • Arbitraje energético: cargar las baterías cuando la electricidad es barata y descargarla cuando es cara.
  • Regulación de frecuencia y tensión: para mantener la estabilidad del sistema en tiempo real.
  • Control de rampas: suavizar subidas o bajadas bruscas de generación o consumo.
  • Black start: capacidad para arrancar secciones del sistema eléctrico tras un apagón generalizado.
  • Servicios auxiliares: apoyo al operador del sistema en la operación diaria de la red.

Este enfoque posiciona al almacenamiento como un activo de operación estratégica, con valor propio en el mercado, más allá de su función de respaldo.

Aspectos técnicos del diseño

Aunque el diseño puede variar según el entorno, la normativa o el modelo de negocio, la mayoría de las plantas comparten una arquitectura técnica similar. En el núcleo del sistema están las baterías de ion-litio, con preferencia por la química LFP (litio ferrofosfato) por su mayor estabilidad térmica, durabilidad y menor riesgo de incendio frente a otras opciones como NMC.

En términos de escala, los proyectos pequeños pueden comenzar en torno a los 10 MW / 20 MWh, mientras que las plantas de mayor tamaño superan los 100 MW y varias horas de capacidad de almacenamiento. El ratio energía/potencia (conocido como storage duration) se adapta según el uso previsto: una planta enfocada a regulación de frecuencia puede tener una duración de 1 hora, mientras que una orientada al arbitraje puede requerir 2 o incluso 4 horas de almacenamiento.

La infraestructura se completa con inversores bidireccionales (Power Conversion Systems, PCS), transformadores de media tensión, sistemas de protección y automatización, y plataformas SCADA que permiten supervisar y operar el sistema, así como interactuar con el operador de red.

Principales desafíos técnicos

Uno de los retos más importantes es la gestión térmica. Las baterías deben operar en un rango óptimo de temperatura, habitualmente entre 15 °C y 30 °C, lo que requiere sistemas HVAC bien dimensionados, sobre todo si las unidades están en contenedores cerrados o se ubican en zonas con climas extremos.

La seguridad frente a incendios es otro punto crítico. En este tipo de instalaciones se aplican medidas específicas como compartimentación, detección por sensores de gas o temperatura, y sistemas de extinción con aerosoles o gases inertes. Las normativas más reconocidas, como la NFPA 855 y la UL 9540A, marcan la pauta en muchos mercados.

Desde el punto de vista eléctrico, también hay exigencias relevantes: tiempos de respuesta muy rápidos (inferiores a un segundo en algunos servicios), cumplimiento de parámetros de calidad de potencia, y compatibilidad con los requerimientos del operador del sistema.

Impacto en el sistema eléctrico

El valor de estas plantas va más allá de su capacidad para almacenar energía. En un sistema con creciente participación de fuentes renovables, que son intermitentes por naturaleza, contar con almacenamiento independiente permite amortiguar variaciones, reducir la dependencia de centrales fósiles y evitar inversiones en refuerzo de red.

Además, su capacidad para participar en distintos mercados —energía, capacidad, servicios auxiliares— abre la puerta a modelos de negocio diversificados, donde el almacenamiento deja de ser un coste añadido y pasa a convertirse en una fuente de ingresos.

Conclusión

Las plantas de almacenamiento stand-alone representan una evolución lógica en el camino hacia un sistema eléctrico más limpio, resiliente y eficiente. Aunque su desarrollo implica superar retos técnicos y normativos, su potencial para aportar estabilidad, flexibilidad y valor económico es indiscutible. Con la madurez tecnológica alcanzada y un entorno regulatorio cada vez más receptivo, todo apunta a que este tipo de soluciones jugará un papel central en la transición energética de los próximos años.

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