apagón
La programación reforzada “antiapagones” representa el 0,8% del volumen de energía renovable no gestionable este año
La denominada programación “reforzada” ha representado de mayo a octubre un 2,34% de los costes totales del sistema eléctrico español, que en este periodo han superado los 18.000 millones de euros. De ese volumen, la programación reforzada ha supuesto 422 millones de euros.
En concreto, el análisis del mes de octubre resulta en los siguientes datos:
-El coste de la programación reforzada ha supuesto un 2,9 % sobre el precio final de la energía de este mes (95,01 €/MWh).
-Esto implica que, para un usuario sujeto a PVPC con un consumo medio mensual de 300 kWh, la operación reforzada ha tenido un coste en octubre de 3 céntimos al día según estimaciones de Red Eléctrica.
Es importante tener en cuenta que es incorrecto realizar comparativas directas con el año 2024, ya que el sistema eléctrico está en evolución y cada día se enfrenta a nuevas situaciones de operación no equivalentes a las del año anterior.
Por otro lado, en los primeros nueve meses del año, la programación reforzada representa el 0,8% del volumen de energía renovable no gestionable que no se integró en el sistema por motivos de seguridad. Son los llamados “vertidos técnicos” o por restricciones técnicas de red, cuyo aumento este año se debe fundamentalmente al incremento de la potencia instalada renovable.
Red Eléctrica 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.
Según Red Eléctrica de España, El OS aplica este criterio de programación desde el pasado 30 de abril siendo su intención mantenerlo, 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.
El MITECO refuerza el control del operador del sistema para las renovables para evitar nuevos apagones masivos
El Consejo de Ministros, a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha aprobado un Real Decreto que modifica el Real Decreto 413/2014, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos (RECORE), al que están acogidas más de 62.000 instalaciones. Las nuevas disposiciones garantizan la rentabilidad regulada de las centrales en un entorno de mercado con precios cero y negativos, e incrementan la seguridad de suministro, al aumentar la visibilidad y el control del Operador del Sistema; también facilitan la integración del almacenamiento o refuerzan la sostenibilidad de tratamiento de residuos.
Los ingresos anuales de las instalaciones acogidas al RECORE se reducen si su número de horas equivalentes de funcionamiento –el cociente entre la energía vendida y la potencia instalada– se encuentran por debajo de un mínimo fijado para cada tipo de instalación. Con el objetivo de que el nuevo entorno de precios bajos no afecte a su rentabilidad regulada, ahora no se minorarán las horas equivalentes de funcionamiento por la energía vendida en horas con precio cero durante seis horas consecutivas o más, ni tampoco por la energía no vendida como resultado del proceso de restricciones técnicas.
El Real Decreto amplía las obligaciones de adscripción a un centro de control para las instalaciones de generación, y se incluyen también los almacenamientos, que tendrán que remitir telemedidas en tiempo real al Operador del Sistema y recibirán consignas de operación. Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte también deberán enviar telemedidas al Operador del Sistema.
Para potenciar la penetración del almacenamiento y de tecnologías flexibles, se modifica el orden de prelación del redespacho a la baja no basado en el mercado, suprimiendo el concepto de generación no gestionable e incorporando de forma expresa el almacenamiento. De este modo, tendrán prioridad para evacuar la energía producida:
- Instalaciones de renovables, incluyendo aquellas con almacenamiento, cuando la potencia del almacenamiento sea menor que la potencia de la instalación renovable.
- Instalaciones de cogeneración de alta eficiencia, incluyendo aquellas con almacenamiento.
- Resto de tecnologías.
Además, el Operador del Sistema podrá dar preferencia a las instalaciones que más contribuyan a garantizar la seguridad y la calidad del suministro.
Trasponiendo normativa europea y cumpliendo lo establecido en la Ley 7/2022, de residuos y suelos contaminados, se incorpora el principio de la jerarquía de los residuos a la normativa sectorial y se establece la obligación de certificar la recogida separada de residuos para que la incineración pueda percibir el RECORE. Además, se establece que la retribución de las plantas de tratamiento se ajustará en función del porcentaje de combustible que no acredite dicha recogida separada para la energía eléctrica generada.
También cumpliendo la legislación comunitaria, se establece un límite de emisión de 270 g de CO2 por kWh para las nuevas instalaciones de cogeneración y las renovaciones sustanciales de las existentes. Este tipo de tecnología, por otro lado, tendrá más flexibilidad para vender toda su energía neta generada en el mercado o en régimen de autoconsumo: las plantas podrán cambiar de una opción a otra de forma trimestral en lugar de anual.
Finalmente, el nuevo decreto, atendiendo a circunstancias surgidas tras la erupción volcánica en La Palma o la Dana de Valencia, aclara el procedimiento a seguir en caso de que se reduzca la generación de las instalaciones por causa de fuerza mayor, e introduce ajustes técnicos en la gestión de las liquidaciones del sistema realizadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
El Expert Panel europeo confirma el desarrollo del apagón del 28 de abril con desconexión de generación e incremento de tensiones en cascada
Según ha informado Red Eléctrica de España (REE), “la secuencia de hechos recogida en el informe fáctico que el Expert Panel ha publicado es coincidente con la que el operador del sistema recogió en su análisis del 18 de junio. El Expert Panel, cuya constitución y funciones se regulan por la normativa europea, aúna a 45 expertos procedentes de los operadores del sistema de varios países europeos, Centros de Coordinación Regionales (RCC), Acer y otros 12 reguladores nacionales europeos, que en los últimos meses han investigado el incidente eléctrico del pasado 28 de abril”.
El posterior análisis de estos hechos llevará a la identificación de las causas del incidente y recomendaciones, que se incluirán en un informe final cuya publicación se espera en el primer trimestre de 2026, tal y como informa el Expert Panel.
En concreto este informe que se ha presentado y que se centra en una relación de hechos probados, acredita que:
-A partir de las 12:03 se registraron dos oscilaciones fuertes en el sistema, la primera de carácter local y la segunda típica de alcance europeo, denominada interárea. Según explica el informe, los TSO español y francés resolvieron exitosamente estas situaciones mediante la aplicación de medidas de mitigación que se encuentran protocolizadas. Tras la implementación de estas medidas las tensiones en la red de transporte gestionada por Red Eléctrica estaban dentro del límite operacional.
-Siguiendo la secuencia de los hechos del informe del Expert Panel, las primeras desconexiones de generación se dieron en las redes de distribución – que no gestiona Red Eléctrica – y en un momento en el que las tensiones en la red de transporte estaban dentro del límite operacional. Un límite que se encuentra en España en los 435 kV como ha confirmado la propia CNMC al mismo Panel.
-En cuanto al comportamiento de la generación convencional en el control de las tensiones, el informe aporta diferentes gráficas por zonas del sistema español en las que se observa cómo la absorción de reactiva agregada de los grupos de más de 100 MW de potencia instalada se encuentra por debajo de la aportación requerida normativamente (P.O.7.4), muy especialmente en la zona suroreste y centro. Esto contrasta con el desempeño de las centrales en Portugal, donde los datos contenidos en el informe confirman que se ajustaron con precisión a sus requerimientos.
Este aspecto es especialmente relevante teniendo en cuenta que Red Eléctrica realiza sus análisis de seguridad y consecuente programación de restricciones técnicas considerando siempre que todos los grupos cumplen con sus obligaciones técnicas contempladas en la normativa.
La desconexión de la red de transporte de los primeros contingentes de generación se produjo cuando las tensiones se encontraban dentro del límite operacional.
El informe confirma un desarrollo del incidente en cascada en forma de desconexión de generación, incremento de las tensiones y nuevas desconexiones de generación.
Respecto a la programación de ese día, el informe también aporta otros datos relevantes:
-Confirma que de 12 a 13h del 28 de abril, en el sistema se encontraban conectados más de 40 grupos convencionales (térmicos e hidráulicos) de más de 30 MW con obligación de controlar dinámicamente la tensión.
-Cuantifica la inercia existente en España y Portugal, corroborando que en ambos sistemas era superior a la recomendación de ENTSO-E (2 s). Estos son algunos de los hechos que verifica el informe fáctico publicado.
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