- Tras un corte de la interconexión con Francia en 2021, el operador del sistema avisó a la CNMC de la necesidad de actualizar el denominado servicio de control de tensión, que el propio regulador había planteado cambiar ya en 2019 y aún hoy tiene pendiente aprobar
“No se puede garantizar la seguridad del sistema”. Es el aviso que Red Eléctrica (REE) dio a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en 2022, cuando le pidió “con urgencia” que aprobase un procedimiento para el control de tensión en las redes que a día de hoy el organismo no ha actualizado, pese a reconocer que había que hacerlo ya en 2019.
A falta de conocer los motivos del histórico apagón peninsular del pasado 28 de abril, del que se cumple un mes este miércoles, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha dicho en los últimos días que la “inercia” del sistema eléctrico en los instantes previos al corte (la que proporcionan fuentes como el gas, la hidráulica o la nuclear) cumplía las recomendaciones y que la investigación está “priorizando la variable de la sobretensión”. Este martes, la patronal que agrupa a Endesa o Iberdrola pidió “transparencia” sobre el apagón y que REE “comparta los datos técnicos del incidente”. También insistió en los problemas de tensión previos a ese cero.
Esa norma que REE pidió “con urgencia” a la CNMC en 2022 es un “servicio de control de tensión” que Competencia analiza poner al día desde hace al menos cuatro años y permitiría, entre otras cosas, que las renovables aporten “estabilidad” a la red. El aviso que REE, operador del sistema eléctrico, dio a Competencia en 2022 figura en la memoria justificativa de una resolución relativa a una normativa de operación del sistema peninsular. El Consejo de la CNMC la aprobó el 8 de septiembre de 2022 y el texto estuvo a consulta entre mayo y junio de ese año.
En esa memoria se lee: “A criterio del operador del sistema, el dinamismo creciente del sistema eléctrico en lo que se refiere a una mayor flexibilidad tanto de la generación, demanda, autoconsumo y almacenamiento como de las interconexiones internacionales hace que estas metodologías de control de tensión requieran con urgencia una actualización. Un control de tensión basado en el seguimiento de consignas en tiempo real calculadas mediante el uso de las nuevas tecnologías resultará más eficiente que en la actualidad. Todo ello redundará tanto en la mejora de la calidad del servicio como en una significativa reducción de los costes y de emisiones de CO2”.
Y añadía: “El operador del sistema alega que no se puede garantizar la seguridad del sistema ante la creciente penetración de generación no síncrona [eólica, fotovoltaica] sin un servicio de control de tensión que garantice una adecuada participación de todas las tecnologías de generación, almacenamiento, demanda y autoconsumo. Esto quedó patente en el incidente del 24 de julio de 2021”, cuando a causa de un incendio en Francia, se cortó la interconexión a través de los Pirineos y un apagón eléctrico afectó durante unas tres horas a zonas de Madrid, Catalunya, Andalucía, Aragón, Navarra, País Vasco, Castilla y León, Extremadura y Murcia.
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