El apagón que dejó a la península ibérica a oscuras hace ya más de un año ha sido objeto de análisis por parte de numerosas instituciones, desde el informe elaborado por ENTSO-E, hasta los estudios de consultoras especializadas como Aurora Energy Research. Una de las principales conclusiones que emerge de estos trabajos es que la transición energética va mucho más allá de desplegar nueva capacidad renovable.
El incidente puso de manifiesto que la evolución de las redes eléctricas, los mecanismos de operación del sistema y los servicios que garantizan su estabilidad deben avanzar al mismo ritmo que la generación limpia. De lo contrario, la resiliencia y la seguridad de suministro del nuevo modelo energético podrían verse comprometidas.
El apagón ha puesto de manifiesto un cambio de paradigma en el sistema eléctrico español
Durante el encuentro organizado por Aurora Energy Research, Alejandro Zerain, responsable de consultoría para Iberia (España y Portugal) de la empresa, ha señalado que el sistema eléctrico español se encuentra inmerso en un profundo cambio de paradigma. España está pasando de un modelo dominado por grandes centrales síncronas (como la nuclear, la hidráulica o los ciclos combinados), a otro en el que cientos de instalaciones renovables distribuidas por todo el territorio adquieren un peso cada vez mayor. Este proceso representa un éxito de la transición energética, pero también introduce nuevos desafíos operativos que hasta hace pocos años apenas formaban parte del debate público.
Zerain ha explicado que muchas de las funciones que garantizan la estabilidad de la red eran aportadas de forma natural por las tecnologías convencionales. Entre ellas se encuentran el control de tensión, la inercia o la capacidad de responder de manera inmediata ante desviaciones de frecuencia. No obstante, a medida que disminuye el peso relativo de estas centrales en el mix eléctrico, estos servicios dejan de ser abundantes y pasan a convertirse en recursos cada vez más valiosos para mantener la seguridad del sistema.
El experto ha recordado que, tras el apagón, el operador del sistema (Redeia) y el regulador (CNMC) han adoptado diversas medidas para reforzar la resiliencia de la red, donde entre ellas destaca: una mayor utilización de ciclos combinados, la introducción de restricciones operativas para determinadas instalaciones renovables y la revisión de procedimientos relacionados con el control de tensión. El objetivo, ha apuntado, es asegurar que el sistema dispone de suficientes recursos para operar de forma segura mientras continúa avanzando la electrificación y la integración de energías renovables.
Uno de los aspectos en los que más ha insistido ha sido el control de tensión. Según ha explicado, este servicio resulta esencial para garantizar que la electricidad pueda transportarse de forma segura por la red y requiere la aportación de potencia reactiva en ubicaciones muy concretas. En este sentido, España se encuentra en proceso de desarrollar nuevos mecanismos de mercado para remunerar este tipo de servicios, siguiendo la senda iniciada por países como Alemania o Reino Unido.
El nuevo papel de las baterías y de mecanismos de incentivo a la inercia
Los análisis realizados por Aurora apuntan además a que las tecnologías renovables y los sistemas de almacenamiento podrían desempeñar un papel mucho más relevante del que han tenido hasta ahora. Zerain ha señalado que, en determinados escenarios, estas tecnologías serían capaces de proporcionar servicios de control de tensión a costes significativamente inferiores a los de las centrales térmicas tradicionales. Esto supone un cambio relevante, ya que demuestra que las renovables no solo pueden producir energía, sino también contribuir activamente a la estabilidad del sistema.
Otro de los retos identificados es la reducción progresiva de la inercia disponible en la red. En este sentido, hay que recordar que la inercia actúa como un amortiguador natural frente a perturbaciones repentinas y proporciona segundos cruciales para que el sistema pueda reaccionar ante incidencias. Según datos de Aurora, si no se introducen nuevos mecanismos de compensación y nuevos recursos tecnológicos, las horas en las que el sistema podría situarse por debajo de los niveles de inercia recomendados aumentarán de forma significativa durante las próximas décadas.
Por ello, desde la firma de consultoría apuntan a que es necesario la creación de señales económicas específicas para remunerar servicios como la inercia, el control de tensión o la respuesta rápida de frecuencia. Es decir, el sistema eléctrico del futuro no solo necesitará más megavatios renovables, sino también mercados capaces de incentivar las inversiones necesarias para garantizar la estabilidad y la seguridad de suministro.
En definitiva, la principal lección que deja el apagón, es que la transición energética no puede medirse únicamente por la cantidad de energía renovable instalada, ya que el verdadero desafío consiste en construir un sistema capaz de integrar esa generación manteniendo al mismo tiempo los niveles de fiabilidad, resiliencia y seguridad que exige una economía cada vez más electrificada.
