¿Qué falla en nuestro sistema eléctrico?

BarcelonaLos gobiernos español y portugués, la Audiencia Nacional, la Comisión Europea, la Autoridad de la Competencia y la red europea de gestores de transporte eléctrico ya han activado investigaciones para esclarecer qué ocurrió el lunes, cuando toda la península Ibérica se quedó repentinamente sin luz. De momento todos coinciden en que será necesario tiempo para recopilar datos, analizar los hechos y entender por qué el sistema eléctrico español cayó de forma tan masiva e inesperada. El apagón ha vuelto a poner sobre la mesa el debate ideológico entre la energía nuclear y las renovables, pero –más allá de los intereses de los lobis y los discursos políticos– existen razones técnicas que apuntan a las posibles causas de semejante colapso.

En un sistema cambiante y en plena transición ecológica, no sólo importa cómo se genera la energía, sino también cómo se gestiona y cómo se transporta a través de la red. A la espera de que Red Eléctrica dé más detalles sobre el origen del corte –por ahora sólo ha descartado que fuera un ciberataque–, el consenso en el sector es que la incidencia del lunes ha evidenciado nuestra fragilidad frente a los desequilibrios fortuitos entre la generación y la demanda. El episodio ha reabierto cuestiones como la necesidad de invertir en sistemas de estabilización, almacenamiento y digitalización para garantizar una infraestructura más flexible y resiliente.

"El primer diagnóstico es que la red ha cambiado muy en poco tiempo. Ahora hay muchas renovables y esto tiene ciertas implicaciones en la gestión. Se han hecho avances y mejoras, pero hay que ver si son suficientes o si deben ser diferentes", explica Daniel Montesinos, director del Centro de Investigación en Energía, Sistemas de Potencia, Electrònica (CITCEA-UPC). Lo que parece por ahora es que algunas plantas fotovoltaicas del sudeste de la Península se habrían autodesconectado para protegerse de posibles desviaciones de frecuencia o tensión. Pero queda por ver por qué no funcionaron los cortafuegos que debían evitar estos contagios. El presidente de la comisión de energía de Ingenieros Industriales de Catalunya, Lluís Pinós, apunta a una secuencia de tres eventos, con una caída masiva de la generación fotovoltaica, que desató "la degradación completa de la red".

La investigadora Icrea en el Instituto de Análisis Económico y catedrático de la Northwestern University Mar Reguant recuerda que muchas plantas hidráulicas se encontraban haciendo mantenimiento, algunas nucleares estaban paradas y la mayoría de las renovables no estaban preparadas para ayudar en estos casos. El presidente del Clúster de la Energía Eficiente de Catalunya, Joaquim Daura, utiliza la metáfora de una cadena humana: cuando demasiada potencia cae de golpe, no hay capacidad de reacción suficiente y eso arrastra todo el sistema. "Somos víctimas de nuestra propia historia. Hemos ido desarrollando una red que crece de forma vegetativa, pero conceptualmente no nos hemos movido del siglo XIX", expone Josep Ballart, ingeniero de planes operativos de emergencias y ex director de operaciones de Endesa.

El almacenamiento, elemento crítico

¿Cómo dar más robustez y flexibilidad a un sistema para que no tenga que sufrir por si hace menos sol o sopla poco el viento? Los expertos coinciden en que el almacenamiento es un elemento crítico para compensar la intermitencia de las renovables. "La solución son las baterías, y ahí hay muchas inversiones atrasadas. Necesitamos este almacenamiento a distintos niveles temporales: instantáneo, diario, estacional", remarca Montesinos, de la UPC. La investigadora Mar Reguant también ve una oportunidad al instalar baterías sobredimensionadas en edificios públicos como los centros de salud o los institutos para garantizar la resiliencia en caso de apagón. "Los hospitales ya estaban preparados porque son infraestructuras críticas, pero con el cambio climático debemos pensar más allá y extender esa resiliencia", añade.

Otra carta que se puede jugar es la de las hidráulicas reversibles o de bombeo. Estas instalaciones funcionan con dos embalses en diferentes cotas: cuando existe un exceso de energía, bombean el agua desde el nivel inferior hasta el superior; y cuando se necesita, la sueltan otra vez para generar electricidad a través de turbinas. "En Catalunya las centrales de Estany Gento y Moralets ya funcionan con este sistema", indica Ballart. En este sentido, también cree que se pueden aprovechar embalses antiguos, adaptándolos al bombeo, para aumentar la capacidad sin necesidad de crear otros nuevos.

En este esfuerzo para que la red eléctrica pueda incorporar grandes volúmenes de renovables sin poner en peligro su estabilidad aparece otro concepto en inglés: el grid-forming. Montesinos recuerda que hace sólo unas décadas las instalaciones fotovoltaicas y eólicas eran testimoniales y respondían de forma pasiva, siguiendo la frecuencia –es decir, en modo grid-following– delante de un susto. Entonces se autodesconectaban para protegerse más que para contribuir a la estabilidad del sistema. Sin embargo, esto ya está empezando a cambiar con la introducción del grid-forming y los inversores de renovables que simulan la inercia mecánica de los generadores convencionales, así pueden contribuir a la estabilidad de la red.

Dora también subraya que con una red más digitalizada se habrían podido detectar y confinar los errores ("como si tuviéramos todos un GPS y frontales que nos marcaran dónde está el boquete"), e incluso anticipar ciberataques u oscilaciones anómalas, gracias a sistemas de inteligencia artificial. Por eso el sector también ve imprescindibles inversiones en digitalización como instalar contadores y sensores que envíen datos en tiempo real e implementar plataformas de gemelos digitales, que permiten simular algunos de estos escenarios críticos en un entorno controlado para ensayar la respuesta.

Que la península Ibérica sea prácticamente una isla energética –las interconexiones siguen pendientes de desarrollarse y están en un 3% respecto al 10% que recomienda la Unión Europea– tampoco ayuda en incidentes como el del lunes. "Hay muchas dificultades y oposición a realizar las líneas correspondientes. Francia no ha sido demasiado para la idea de seguir mejorando la interconexión", dice Lluís Pinós, de Ingenieros Industriales de Catalunya. Reguant reconoce que esta singularidad del mercado peninsular tiene "ventajas e inconvenientes", pero recuerda que es necesario avanzar hacia actuar como un mercado único europeo para ganar fuerza.

El sistema eléctrico español se basa en un modelo de negocio marginalista. Los precios se asignan de forma que cada cuarto de hora el operador del mercado OMIE acepta las ofertas de las compañías energéticas, empezando por las más baratas –normalmente las renovables– hasta cubrir la demanda. La última que se acepta es la que fija el precio. Sin embargo, este modelo también tiene consecuencias en situaciones como la del lunes. "Incentiva invertir en energías de bajo coste", explica Ballart. En un momento con tanta producción de renovables, esta dinámica también hace que en las horas en las que el sol y el viento están casi a coste cero no sea rentable para las energéticas activar las centrales convencionales y desincentiva que sumen potencia extra de apoyo, como son los ciclos combinados. "El escenario de precios negativos está dando una señal al modelo de que algo no acaba de cuadrar", concluye Ballart.