Pese a los informes, contrainformes, declaraciones deliberadamente ambiguas y acusaciones cruzadas, en el sector no hay dudas de que fueron determinantes para el apagón las dificultades de Red Eléctrica para controlar las oscilaciones de tensión en la red, crecientes por la cada vez más intensa presencia de renovables y la falta de adaptación del sistema y la normativa a los cambios.
Las energéticas señaladas por Beatriz Corredor, que apuntó a desconexiones incorrectas y centrales que no respondieron adecuadamente, contraatacaron este martes con un informe que atribuye las culpas en exclusiva al operador del sistema, en primer lugar por la programación "históricamente" baja de centrales convencionales (hidroeléctrica, nuclear y gas), y en segundo lugar por la gestión en tiempo real de lo que estaba pasando: según las eléctricas, las decisiones de Red Eléctrica contribuyeron a agravar el problema, en lugar de solucionarlo.
Entre las pruebas de que el mix de ese día fue decisivo para lo que ocurrió el día 28, las eléctricas agrupadas en la patronal Aelec destacan cómo "las cosas cambiaron radicalmente desde la reposición del servicio", con un "claro cambio en la operativa". Aluden a que desde el apagón, la media de ciclos combinados y nucleares conectadas en las horas centrales del día han pasado de catorce a 24, un funcionamiento "reforzado" que tendrá efectos en la factura pero que "ha disminuido las fluctuaciones de tensión entre un 37% y un 52%".
Pérdida "inesperada" de una nuclear
Según explicaron en rueda de prensa, ese cambio también habría tenido como consecuencia una operación más segura. "El sistema eléctrico está preparado" para resistir ante "eventos" muy importantes, destacó la directora de Regulación de Aelec, Marta Castro, citando entre otras cosas la interrupción de la interconexión con Francia en 2021 o la DANA de Valencia, que se saldó sin apagones que hubieran agravado la tragedia. "Con suficientes centrales síncronas" (las convencionales, capaces de amortiguar oscilaciones de frecuencia o tensión), "el sistema es capaz de soportar pérdidas relevantes de generación o demanda", insistió en alusión al deber del operador de mantener en perfecto equilibrio la oferta y la demanda eléctricas. Para ejemplificarlo, Castro citó un ejemplo muy reciente: la pérdida súbita hace unos días de 1100 MW con la pérdida "inesperada" de una central nuclear. "Ningún español se ha enterado porque no hubo ningún apagón", destacó en alusión a que había suficientes herramientas en el sistema para amortiguarlo.
Como adelantó El Economista, Castro aludía así a la caída experimentada por el reactor I de Almaraz el pasado día 17 de junio, cuando sufrió una "parada no programada" debido "a la actuación imprevista de un relé de protección del generador principal, que activó el sistema de protección del reactor" tras la apertura de una válvula, según informaron los responsables de la central y el Consejo de Seguridad Nuclear.
Una pérdida súbita sin consecuencias que la responsable de la patronal eléctrica contrastó con la inestabilidad que se estaba viviendo en el sistema desde días antes del apagón y que terminó desembocando en el cero del día 28 tras una caída en cascada. Aelec, al contrario que Red Eléctrica, sostiene que no hubo desconexiones incorrectas y que en todo caso, el hecho de que se perdieran en veinte segundos 2000 MW de generación renovable "de tecnologías distintas, en puntos geográficos distintos y de multitud de propietarios distintos" apunta más a una "causa sistémica".
¿Por qué no recurrieron a la hidroeléctrica?
El documento incluye varios reproches más a la forma de operar de Red Eléctrica en el día del apagón. Sobre la "escasa programación convencional", destacan cómo además estaba "mal repartida" con una "especial escasez en el sur", justo donde se producen las primeras desconexiones. En Andalucía, sólo había un 3 por ciento de generación convencional. Al respecto, se preguntan por qué Red Eléctrica, cuando el día anterior uno de los ciclos combinados previstos en Andalucía Occidental se declaró inactivo por un incendio, no se sustituyó por otro. También se preguntan por qué, a siete minutos del apagón, se llamó para pedir conectar un ciclo combinado, que iba a tardar hora y media en conectarse, y no se recurrió a la energía hidroeléctrica disponible en las inmediaciones de la zona crítica, que hubiera tardado "minutos" en estar lista. "No fueron llamadas y no es que no estuvieran disponibles, había cinco embalses en Extremadura", destacó Castro ante la prensa.
También cuestionan, aunque señalan que les faltan datos, la gestión de la interconexión con Francia y de las herramientas propias del sistema para controlar la tensión.
Decreto del Gobierno
Entre tanto, el Ministerio de Transición Ecológica sigue reconociendo de forma implícita las carencias de la red el día del apagón: mes y medio después del 28 de abril, este martes se aprobó un real decreto ley de medidas para reforzar el sistema eléctrico que incluyen inspecciones de la CNMC a los operadores que colaboren en el control de la tensión y la inclusión en la red de compensadores síncronos, reactancias y otros elementos que presten servicios relacionados con la tensión.
El decreto, que incluye inversiones en la red y ayudas a la electrificación, busca conseguir un sistema "más robusto y solvente", según explicó Sara Aagesen.