Definitivamente sería factible que el mundo aprovechara la experiencia de cualquier apagón y del ocurrido el 28 de abril de 2025 en España, si hubiese en breve un reporte detallado presentado por la Red Eléctrica de España de lo realmente acontecido, porque nos permitiría saber cómo operar y planificar el desarrollo de un sistema confiable de mínimas emisiones de CO2
José Luis Apodaca Villarreal
Ingeniero Mecánico Electricista de la Universidad Autónoma de Nuevo León
Aunque los registros existan y estén accesibles, no se publicará el reporte preciso sino hasta después de verificar si no se presentaron errores técnicos en los estudios de modelos de simulación de flujos de potencia, estabilidad, y coordinación de protecciones, tal vez con participación de entidades externas, y habrán de transcurrir muchos meses o quizá años.
Pretendo en esta reflexión establecer una hipótesis de lo ocurrido y de alguna opción para evitar se repita, abordando tres aspectos fundamentales en base a información accesible de Internet: Capacidad existente de generación en diferentes fuentes primarias; la demanda previa al colapso y aportación de diferentes tecnologías; y, cómo los mercados defienden aspectos de rentabilidad económica que pienso son contrarios a la operación confiable del sistema interconectado.
I. Capacidad existente de generación. La potencia instalada total de generación del sistema eléctrico español en la península, incluyendo almacenamiento, alcanzó un récord histórico de 120 GW al 31 de diciembre de 2024, el consumo anual fue de 245 Terawattshora y la demanda máxima en este año fue de Aprox. 44 GW. Este sistema posee un MIX de generación muy privilegiado, por su diversidad de fuentes primarias, y su capacidad instalada que multiplica casi por un factor de 3 la demanda máxima anual.
II. Demanda previa al colapso. Instantes anteriores al apagón del 28 de abril de 2025 se registró una demanda muy baja de 25 GW, incluyendo la transmisión hacia otros países de 3 GW. Según algunos reportajes por Internet, la aportación FV fue de 13 GW y la EO de 4 GW, y algún disturbio no informado aun por Red Eléctrica de España, provocó la salida de 15 GW, y segundos después ocurrió el colapso.
II. Y, rentabilidad de Mercados Eléctricos VS. Confiabilidad. Muy complicado gestionar un sistema con alta penetración renovable para mantener la seguridad y estabilidad del sistema interconectado. Empresas privadas y también usuarios medianos y pequeños, han invertido del orden de 75,000 millones de euros en sistemas FV y EO, y exigen que se despachen en el Mercado Mayorista presentando precios bajos o negativos por exceso de oferta. La variabilidad típica del consumo y la alta proporción de capacidad intermitente obliga frecuentemente a operar salidas deliberadas por Red Eléctrica de España (no muy bien aceptados por los grandes inversionistas verdes): Se intenta conservar un mínimo de centrales gestionables con inercia, y asegurar la estabilidad de la red en términos de tensión y frecuencia.
Tradicionalmente las centrales nucleares son energía base limpia que además aporta durante todo el año inercia estabilizadora al sistema interconectado; la hidroeléctrica además de gestionable, es de respuesta inmediata, aporta inercia al sistema, y respalda principalmente por la noche a la FV; los ciclos combinados de gas, también gestionables, son fundamentales para cubrir las variaciones de la demanda, proporcionar inercia media, y por supuesto respaldar a la FV todas las noches y la variabilidad imprevisible de la EO.
Aun contando con múltiples recursos de generación, Red Eléctrica de España no tuvo éxito en planificar la operación del día 28 de abril de 2025 a las 12:30 Hs. porque se incurrió en riesgo de pérdida de estabilidad del sistema eléctrico español al despachar 64% de FV y EO; sin contar con recursos inerciales suficientes para amortiguar y hacer frente a perturbaciones que seguramente ocurrieron.
Se evidencia falta de planificación en el corto plazo del almacenamiento energético como solución para resolver la pérdida de confiabilidad y aprovechar todo el potencial de energía intermitente: no estuvieron dispuestos a invertir 37,000 millones de euros adicionales: Tecnologías como la turbinación por bombeo y las baterías a gran escala (BESS) son cruciales para almacenar diariamente energía renovable en momentos de exceso de producción y baja demanda, e inyectarla en la red en demanda alta nocturna cuando la generación renovable intermitente es baja. El gridforming es una tecnología ya disponible que produce efectos inerciales de estabilidad.
Conclusión. Si no hay electricidad tampoco hay economía y los gobiernos deben comprometerse con el suministro eléctrico actual y futuro como un servicio público continuo: Las leyes del Mercado no planifican a mediano y largo plazo y han probado no ser solución del suministro confiable de electricidad. La integración segura de altas cuotas de renovables intermitentes debe ser planificada a corto, mediano y largo plazo; con base en pronósticos de crecimiento de la demanda y la expansión integral del sistema de potencia de cada país, considerando generación base nuclear, la gestionable y flexible hidroeléctrica; los ciclos combinados, y recursos complementarios como el almacenamiento, gridforming, y las interconexiones; para lograr resiliencia del sistema futuro, responder a la variabilidad de esas fuentes intermitentes, y mantener el equilibrio instantáneo. No hay viento ni luz solar las veinticuatro horas de todos los días del año.
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