Así se desprende de la ‘Propuesta OS actualizada de modificaciones de aspectos concretos del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte 2021-2026’ que ha elaborado Red Eléctrica, y que se encuentra en fase de consulta pública hasta el 11 de junio.

Este documento revela dos cuestiones esenciales que el propio operador del sistema destaca: que el acoplamiento de las renovables por su disposición geográfica está siendo un problema para la red; y que el control de oscilaciones en el sistema -una de las claves que provocó el apagón- no estaba ni está en niveles adecuados.

Este documento se circunscribe a las propuestas realizadas para la planificación de la red eléctrica, que tiene desarrollos plurianuales, y que actualmente se encontraba en el periodo 2021-2026. Esta iniciativa supone además «una inversión adicional de 607 millones de euros y mejorará la estabilidad estructural del sistema y garantizará un funcionamiento seguro».

Problemas que señalan

Desde el minuto uno tras el apagón, Red Eléctrica ha afirmado que el funcionamiento del sistema era el que debía, y que no había ningún elemento -desde su capacidad técnica- que hubiera influido en el cero eléctrico.

Sin embargo, en este documento señala, y lo hace reiteradamente, que “la instalación de generación fotovoltaica ha sido la más destacada de los últimos años en el sistema eléctrico español impulsada por la reducción de costes (…). Este incremento de la potencia instalada ha tenido una distribución geográfica marcadamente asimétrica, destacando especialmente la evolución de la potencia instalada en Andalucía, Extremadura y Castilla la Mancha.

La otra autoseñal de que algo no iba bien, y que se revela en el documento, tiene que ver con las oscilaciones en los sistemas eléctricos, que son «fenómenos en los que las diferentes variables del sistema eléctrico, como los flujos de potencia o corriente por los ramales del sistema, la frecuencia o las tensiones en los nodos, fluctúan periódicamente. Si estos fenómenos están mal amortiguados, se manifestarán significativamente en las diferentes variables del sistema, tanto ante pequeñas perturbaciones (como cambios en las condiciones de funcionamiento de el sistema) y espontáneamente.

Estas oscilaciones, que suponen un problema para el sistema, se encontraban en niveles anómalos. Y aquí viene el problema del mix eléctrico: «La evolución de la instalación de nueva generación ha supuesto un cambio importante de caudales respecto a lo contemplado en la planificación con un horizonte de 2026».

En este sentido, subraya la propuesta, «debido tanto a la evolución del mix del sistema eléctrico peninsular como al resto de condiciones de funcionamiento del sistema eléctrico europeo, el buffering con los recursos actualmente disponibles podría estar por debajo de los valores esperados en los análisis de planificación actuales». El procedimiento de funcionamiento 13.1 ‘Criterios de desarrollo de la red de transporte’ establece que para garantizar la estabilidad del sistema no se admitirá la existencia de modos de oscilación con una amortiguación inferior al 5%. Pero ha habido un volumen importante de horas en las que ha operado por debajo de ese valor.

Esta petición, unida al ya famoso ‘modo reforzado’ que supone el uso de más plantas de gas para dar robustez al sistema, son cuestiones que demuestran que Red Eléctrica estaba operando muy cerca del límite en el que se podía producir un fallo que, finalmente, acabó ocurriendo el año pasado. Algo que sería muy difícil que sucediera ahora.