Son normativas que “no se han tocado en 20 años”, dijo entonces la CNMC, que prevé aprobar ahora nuevo servicio analizado desde el 2021; la investigación del apagón prioriza “la variable de la sobretensión”
Competencia reconoció ya en julio de 2022 “problemas continuos de control de tensión” en la red eléctrica peninsular
Competencia todavía no la ha actualizado pese a que Red Eléctrica (REE)
le propuso hacerlo en 2021 y a que el año pasado el organismo reconoció que
está “obsoleta”.
A falta de conocer las causas
del histórico apagón peninsular del 28 de abril, la ministra para la Transición
Ecológica, Sara Aagesen, ha afirmado en los últimos días que la investigación
está “priorizando la variable de la sobretensión”. La vicepresidenta tercera ha
dejado claro que regular esta materia es competencia de la CNMC, no del
Gobierno.
Han pasado cinco años y medio
desde que el 21 de noviembre de 2019 la Sala de Supervisión Regulatoria del
conocido como 'súperregulador' advirtió de la necesidad de actualizar una
normativa que está entre sus atribuciones: el denominado “Servicio complementario
de control de tensión de la red de transporte” en el sistema eléctrico
peninsular, recogido en un procedimiento de operación (el 7.4) de REE.
En un informe sobre una propuesta normativa de Transición Ecológica sobre otra cuestión, una orden de requisitos técnicos de conexión a la red, la CNMC señaló que, “en un contexto de incorporación masiva de generación renovable no gestionable”, y para preservar la “seguridad” del sistema eléctrico, “conviene retomar la definición de los servicios de control de tensión o de potencia reactiva prestados por todos los elementos conectados, con la consecuente revisión del P. O. 7.4 (‘Servicio complementario de control de tensión de la red de transporte’)”.
Este procedimiento y el del "Servicio complementario de regulación primaria”, lleva igual 20 años, destaca el informe.
Más de cinco años después,
ningún vocal que firmó ese dictamen está ya en la CNMC y se han producido
enormes cambios en la generación eléctrica del sistema peninsular español. La
potencia fotovoltaica se ha multiplicado por cuatro, de solo 8.348 megavatios
(MW) a 33.355 MW; la eólica ha pasado de 24.883 MW a los 31.643 MW actuales; y
se han cerrado casi 7.400 MW de carbón.
Hace unos días, a preguntas
sobre este asunto, la CNMC aseguró que “en breve, probablemente en este mes”
aprobará esa normativa. Esta semana, fuentes de Competencia explicaron que “los
servicios técnicos de la CNMC están finalizando dicha actualización del P.O.
7.4. La fecha de publicación dependerá de lo que tarde el trámite de
aprobación”.
Un año después de plantearlo
la CNMC, en noviembre de 2020, el operador del sistema, REE, sacó a consulta la
actualización del P. O. 7.4 y explicó que “el sistema eléctrico español
peninsular ha ido evolucionando haciéndose cada año más variable”, con “severos
problemas especialmente de sobretensión en periodos valle y llano”, cuando no
hay puntas de demanda, como ocurría el pasado 28 de abril cuando la Península
se fue a cero.
“Resulta, por tanto,
imprescindible adaptar y actualizar la normativa vigente”, dijo entonces REE,
que señaló que “el servicio de control de tensión aspira a ser implementado a
partir de 2021”. Ese año REE pidió cambiar a Competencia esta regulación, “obsoleta”,
según reconoció en 2024 la propia CNMC, en situación de interinidad desde hace
meses a la espera de que el Congreso de los Diputados apruebe la anunciada
recuperación de un regulador especializado, la Comisión Nacional de la Energía
(CNE) que el Gobierno del PP fulminó en 2013.
En lugar de aprobar ese
procedimiento, Competencia optó en 2022 por ese proyecto piloto o “sandbox”
regulatorio, en el argot del sector, mientras admitía “problemas continuos de
control de tensión” en la red eléctrica peninsular.
Su presidenta, Cani Fernández,
aseguró la semana pasada en el Congreso que Bruselas les obligó a hacerlo
porque ese servicio, un sistema de subastas zonales, conlleva una
contraprestación económica para las plantas que lo quieran suministrar, previa
adaptación de sus equipos, algo que, dijo, lleva tiempo. Según fuentes del
sector, la mayor parte de las plantas fotovoltaicas (mucho más recientes que la
eólica) ya tienen incorporados los desarrollos tecnológicos necesarios.
Según defiende Competencia,
“la de 2021 no era una propuesta de servicio completa basado en mecanismo de
mercado” como exige la normativa europea.
“Lanzamos el proyecto piloto
de generación que pusiera a prueba el mercado, dándonos información sobre el
grado de eficiencia que tendría. La propuesta presentada por la propia REE en
2024 supone una evolución en el buen sentido incorporando la experiencia del
proyecto piloto, con una propuesta mixta entre obligaciones para los
generadores y oportunidades de participar en el servicio de control de tensión
a través de un mercado” que “permitirá una implementación progresiva, según las
renovables vayan invirtiendo en equipos para dar el servicio de control de
tensión de forma sintética”.
Los requisitos del primer
piloto figuran en una resolución que aprobó en julio de 2022 la Sala de
Regulación de la CNMC, de la que entonces (como en 2019) todavía formaba parte
el jurista experto en energía Mariano Bacigalupo, marido de la hoy comisaria europea
y entonces vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica,
Teresa Ribera, y hoy consejero de la Comisión Nacional del Mercado de Valores
(CNMV).
El texto exponía que el
proyecto del sistema de control de tensión “redundaría tanto en la seguridad
del sistema como en la mejora de la calidad del servicio y la reducción de
costes y de emisiones de CO2. La demostración de estos aspectos, al menos en lo
referente a la seguridad del sistema y la calidad del servicio, puede deducirse
de los problemas continuos de control de tensión que se están registrando en el
sistema español”.
“Fuertes impactos”
El proyecto piloto fue
exitoso, pero junto a otro ensayo posterior arrojó “fuertes impactos
económicos”, según el texto que la CNMC sacó a consulta en noviembre para
lanzar por fin ese servicio, “frente a los valores extremos” que, explicó
entonces, venían registrando las tensiones de la red.
Su resolución de 2022 recoge
que en la consulta pública del proyecto piloto el sector planteó
“preocupaciones sobre el modelo propuesto, así como sobre otros aspectos
técnicos de la adaptación”. El texto no mencionaba reparos de la UE. Señalaba
que “se plantea la posibilidad de ejecutar un proyecto de demostración
regulatoria que permitirá la puesta en marcha, con carácter zonal y temporal,
de un mecanismo de mercado para la provisión de recurso de control de tensión”,
con características “similares al propuesto en el P.O.7.4, por lo que permitirá
obtener experiencia a la hora de evaluar el impacto que podría tener la
implantación definitiva en todo el territorio peninsular”.
Fernández aseguró la semana
pasada que el actual servicio de control de tensión “está vigente y es
obligatorio”. El texto que la CNMC aprobó en 2022 indicaba que el nuevo
servicio “es claramente diferente”. El actual es “de participación obligatoria”
para cada tecnología. Y “el seguimiento de consignas en tiempo real resulta
innovador frente al seguimiento actual de consignas fijas que los gestores de
red emiten por teléfono, correo electrónico o incluso correo ordinario”,
indicaba.
A ese proyecto experimental se
unió otro para permitir controlar tensión a grandes consumidores, prorrogado en
enero y aprobado en una resolución publicada en el BOE en noviembre de 2023. El
texto señalaba que “las elevadas tensiones en la red podrían provocar el
desacoplamiento intempestivo de instalaciones conectadas a la misma”. Y Red
Eléctrica (no la CNMC) advertía de que había que tomar “medidas urgentes”.
En concreto, Competencia
señalaba: “Cada vez hay más excedentes de [energía] reactiva en el sistema, lo
cual está contribuyendo a un aumento generalizado de las tensiones en el
sistema eléctrico, llegando en ocasiones a valores cercanos o incluso
superiores a los máximos admisibles. Añade el operador del sistema [REE] que
los escenarios previstos en el corto y medio plazo hacen prever que este efecto
puede ir en aumento si no se toman medidas urgentes para corregirlo”.
Cuando anunció el proyecto, la
CNMC no mencionó ninguna medida urgente. Explicó que este “sandbox” intentaría
“solventar los problemas de control de tensión eléctrica por el aumento de la
generación renovable y el consecuente desplazamiento del consumo a ciertos
periodos horarios. Mantener la tensión dentro de los umbrales de seguridad es
una pieza fundamental para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico”.
El texto que la CNMC sacó a
consulta en noviembre insistía en que esa estabilidad “se está viendo afectada
por una creciente variabilidad en tiempo real, tanto proveniente de la
generación como de la demanda (autoconsumo o almacenamiento), así como de los
flujos en las interconexiones internacionales”. Lo vinculaba con los dos
componentes de la energía que fluye por las redes como resultado de la
interacción entre producción y consumo: la “energía activa” que necesitan los
equipos eléctricos y la “reactiva”, una especie de efecto secundario.
Según explicó entonces la
CNMC, “la variabilidad de la energía activa está siendo abordada con el
desarrollo de la flexibilidad de las tecnologías tradicionalmente no
gestionables y el intercambio de reserva entre los sistemas interconectados”.
Pero “también la energía reactiva y la tensión están sufriendo problemas de
variabilidad, mientras que la metodología de control de tensión basada en el
seguimiento de consignas fijas, particularmente de factor de potencia, está
obsoleta y resulta insuficiente para garantizar la seguridad del sistema”.
A propuesta de REE, ese
borrador preveía poner en marcha el servicio en un año como mucho tras
publicarse en el BOE. En él se lee que el operador del sistema volvió a pedir
su puesta en marcha en marzo de 2024.
Fuente: El Diario.es
