El operador del sistema, que el miércoles ha presentado su propio informe sobre lo que sucedió el 28 de abril, asegura que el programa operativo del día anterior -27 de abril adecuado y suficiente para garantizar la estabilidad de la red.

«Nuestro análisis técnico corrobora que el programa dinámico de control de tensión que se realizó el 27 fue suficiente», dijo Concha Sánchaz, directora general de operación de REE, durante la presentación.

Junto a ella apareció el presidente del operador, Beatriz Corredor, quien dijo que eran Grupos de generación convencionales -Se, las compañías eléctricas, las que no respondieron como debían las condiciones de tensión.

Sánchez fue aún más explícito: «Hicimos todos nuestros estudios de análisis siguiendo la premisa de que el resto de los sujetos del sistema cumplirá sus funciones».

REE también afirma tener simulaciones que muestran que, Si la electricidad hubiera cumplido su obligación de controlar el voltaje, el sistema no se habría colapsado. «Incluso agregando un ciclo más combinado al funcionamiento del 28, el sistema habría caído por igual», dijo Sánchez.

Beatriz Corredor Él arrojó otro dardo a compañías eléctricas en la presentación de su informe. Según el presidente de REE, además de su propia información, solicitó datos a otros agentes del sistema eléctrico que, «Cuando los han facilitado, que no siempre lo han sido, lo han hecho especificando su carácter confidencial» y «parcial».

Las declaraciones del operador del sistema ocurren un día después de que la tercera vicepresidenta, Sara Aagesen, distribuyó las responsabilidades del apagón entre REE y el Electric, señalando en el primer caso la «mala planificación» del operador del sistema el 27.

A pesar de todo, Beatriz Corredor defendió el miércoles que el informe preparado por Red Electrica, que está «forzado», es «compatible con el del gobierno» y que, además, «lo complementa».

El ‘culpable’ según REE

El análisis se centra en lo que sucedió después de las 12:00 del 28 de abril, a pesar del hecho de que el gobierno reconoció en su informe Inestabilidades de las 9:00 a.m..

Según el operador, «Los datos disponibles muestran que ni eran relevantes ni el origen de lo que sucedió después«.» A partir de esta premisa, el informe, que se puede consultar en las redes Red Eléctrica Antes de las 12:03 horas, el sistema estaba en valores de tensión permitidos Y frecuencia «, dijo Corredor.

A partir de ese momento, el operador describe la sucesión de «varios eventos relevantes que llevaron al colapso del sistema»: dos oscilaciones «forzadas», es decir, desencadenadas por posibles anomalías internas de Una planta fotovoltaica ubicada en Badajoz y «Tres eventos de pérdida de eventos para tiros incorrectos».

En la planta fotovoltaica de Badajoz, el director general de operación de REE aseguró que los fotovoltaicos que estaban en el mismo lugar «no presentaban ese comportamiento» y que «no es la primera vez que observamos algo así».

Aunque E Ree afirma tener datos sobre lo que sucedió en esa instalación, Concha Sánchez lo consideró «Podría deberse a un problema en los controles internos de la planta«

Según el operador del sistema, el incidente no se debió a fallas en la frecuencia o en ausencia de inercia, sino a un desequilibrio de potencia reactiva causada por la desconexión indebida de algunos centrales.

En su informe, REE asegura que la programación para ese día se llevara a cabo de acuerdo con las regulaciones actuales, en función de la premisa de que todos los agentes cumplirían con sus beneficios técnicos.

Sin embargo, denuncia que algunas plantas estaban desconectadas sin haber alcanzado los umbrales de tensión que justifican dicha acción, violando el procedimiento operativo 1.1 y la orden TED/749/2020.

Además, REE acusa a los grupos generadores sujetos al procedimiento PO 7.4 de no absorber la energía reactiva a la que fueron obligados.

También afirmó que su Equipos propios, como reactancias y condensadores, funcionó correctamentePero al ser elementos estáticos, «no pueden reemplazar el control dinámico que las plantas convencionales deben ejercer».

El informe también Descartar problemas de frecuencia o inercia. «El sistema tenía suficiente inercia, según las recomendaciones de Iso-E, y con reservas gracias a la programación de restricciones técnicas», dicen.

En cuanto a la Interconexión con Francia, REE defendió la activación del modo «potencia fija» en el enlace HVDCEso une a Santa Llogaia (España) con Baixas (Francia), una «maniobra habitual para las oscilaciones de amortiguación», y enfatizó el papel clave que desempeñó en la posterior recuperación del sistema.

Finalmente, Ree defendió que Los sistemas de defensa de la red de transporte y las pantallas de carga funcionaban según lo planeado. Sin embargo, reconoció que estas herramientas no pueden aislar un incidente de estas características y dijo que no tiene datos sobre las acciones realizadas en la red de distribución.