¿Otro apagón en León? La ULE advierte que el riesgo cero “no existe”
El riesgo cero de sufrir un apagón eléctrico como el vivido el pasado 28 de abril “ni existe ni ha existido nunca”. Así lo advierte Miguel de Simón, doctor del área de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de León (ULE), tras conocerse que Red Eléctrica de España (REE) ha solicitado a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) la modificación urgente de varios procedimientos de operación del sistema ante el riesgo inminente de colapso de tensiones en la red.
Según explica el investigador, el operador del sistema ha detectado en las últimas semanas variaciones muy bruscas de tensión en la red de transporte, “difíciles de controlar en un sistema cada vez más dominado por las renovables y su electrónica de potencia”. Aunque esta tecnología permite una generación limpia, también introduce nuevas dinámicas que los mecanismos actuales de control no siempre pueden gestionar a tiempo.
Medidas prudentes, pero con impacto
Entre las medidas propuestas por Red Eléctrica se encuentran limitar la velocidad de cambio en la generación solar y eólica, reforzar las reservas de potencia y mejorar el control de tensiones. A juicio de De Simón, se trata de “decisiones prudentes” y necesarias para anticiparse ante posibles fallos, aunque advierte de que podrían incrementar los costes del sistema.
“El riesgo cero no existe, pero la clave está en anticiparse, y eso es precisamente lo que intenta hacer ahora el operador”, subraya el experto de la ULE. Estas actuaciones, recuerda, requieren tiempo e inversión, pero resultan “imprescindibles” para evitar nuevos episodios de inestabilidad como el ocurrido la pasada primavera.
Efectos en el consumidor
Las medidas no son “neutras” para el usuario final. De Simón señala que el refuerzo de la seguridad operativa puede implicar la activación de grupos térmicos —como turbinas de gas o ciclos combinados— para garantizar reservas de potencia, lo que aumentaría los costes de los servicios de ajuste y, en última instancia, el precio de la electricidad.
Los consumidores con tarifas indexadas, como el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), serían los primeros en notar ese impacto, mientras que las tarifas fijas lo harían de forma diferida, al renovarse los contratos. Asimismo, algunas instalaciones renovables podrían ver limitada su participación en mercados de ajuste, afectando temporalmente a su rentabilidad.
Innovación e inversión, claves del futuro
El especialista del Instituto de Investigación e Innovación en Ingeniería de la ULE recuerda que estos problemas no se deben solo a las energías renovables, sino a la transición acelerada hacia un sistema libre de emisiones. Las nuevas plantas solares y eólicas inyectan energía mediante electrónica de potencia, una tecnología que todavía no ha desplegado plenamente sus mecanismos de control de potencia activa, reactiva o frecuencia.
“A medida que estas capacidades se generalicen y se integren en la normativa operativa, los retos actuales se mitigarán. Pero para ello hacen falta inversión, tiempo y una apuesta decidida por la investigación y la innovación tecnológica”, concluye De Simón.
