El motivo por el que Redeia no pudo encontrar ciclos de gas disponibles para estabilizar la red eléctrica y frenar el apagón

La vicepresidenta tercera para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, detalló este martes en la rueda de prensa posterior al Consejo de Ministros que el 27 de abril el operador del sistema, Red Eléctrica (REE), programó 10 centrales térmicas (de gas) repartidas por todo el territorio para el control dinámico de tensión del día siguiente.

Sin embargo, una de ellas declaró que no iba a estar operativa el día 28, "algo que puede pasar habitualmente", explican fuentes del sector eléctrico a EL ESPAÑOL-Invertia.

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Aun así, el operador decidió reprogramar pero no sustituir ese parque térmico en las horas centrales del 28 de abril dentro de su gestión en restricciones técnicas.

Esta operativa de REE consiste en realizar un análisis de seguridad sobre el mix eléctrico asignado en el mercado diario. Y si identifica que, por motivos de seguridad o capacidad de la red, no puede ejecutarse, introduce limitaciones y modificaciones.

Como detallaba la responsable de la cartera de Energía, minutos antes del apagón se estaban produciendo fuertes oscilaciones en el sistema. Por eso, para controlarlas, el operador ordenó conectar una nueva central en la zona sur, pero ésta necesitaba una hora y media para activarse.

"Y no sólo faltaban centrales que se pusieran en marcha para controlar la inercia, sino que las que estaban en marcha no hacían su función, no estaban regulando tensión según lo previsto por la normativa", dijo Aagesen.

Sin mecanismos de capacidad

El problema es que no había suficientes centrales disponibles, "porque no había obligación de tenerlas", explican las mismas fuentes del sector eléctrico a este diario.

"Si el Gobierno ya hubiera lanzado las subastas de capacidad que el sector lleva esperando durante años, las centrales de gas sí estarían obligadas a estar disponibles. Ha anunciado que las va a lanzar en breve, pero nunca llegan".

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Los mecanismos de capacidad son herramientas regulatorias diseñadas para garantizar la disponibilidad de centrales eléctricas, como los ciclos combinados de gas, en momentos de alta demanda o inestabilidad en el sistema eléctrico.

También están pensados para el almacenamiento, tanto de baterías como de bombeo hidráulico, y otras soluciones que aporten firmeza y flexibilidad, como la gestión de la demanda.

Evolución Demanda Peninsular (MW) MITECO

Para ello, se debe compensar económicamente a las centrales por mantener su capacidad de generación disponible, incluso cuando no están produciendo energía de forma continua.

O lo que es lo mismo, las centrales reciben pagos adicionales al mercado eléctrico por comprometerse a estar operativas en periodos críticos.

El mecanismo evita que las centrales de gas salgan del mercado por falta de rentabilidad, manteniendo la seguridad del suministro durante la descarbonización; que entren nuevas tecnologías, como el almacenamiento en baterías, y que se incentive la inversión en más capacidad de bombeo hidráulico.

Hasta ahora, queda un residual mecanismo de pagos por capacidad para los ciclos combinados que comenzó a desmantelarse en 2018, con la derogación parcial de la normativa que lo regulaba, y que sólo nueve centrales de ciclo combinado siguen recibiendo algún tipo de remuneración.

Reparto desequilibrado

En definitiva, Red Eléctrica no programó la suficiente generación síncrona. Existía capacidad instalada pero el operador del sistema programó la potencia síncrona más baja del año 2025, según advierte Joaquín Coronado, experto energético y presidente de Build to Zero, a partir de las explicaciones dadas por la vicepresidenta Aagesen.

También es destacable observar dónde hubo menos inercia en el sistema eléctrico peninsular en el momento del apagón. En el suroeste del país tan sólo había una central convencional conectada en operación, la de Palos de la Frontera de Huelva. Un reparto geográfico desequilibrado que dejó al sistema en una situación de vulnerabilidad.

Muestra de instalaciones que se desconectaron MITECO

El resto de centrales de todo el área suroeste del país (sólo hay otro ciclo en la capital de Huelva) y la central nuclear de Almaraz (Cáceres) con sus dos reactores de 1 GW cada uno, estaban sin funcionar. Almaraz paró días atrás, en concreto desde el 19 de abril.

En el mapa se observan las primeras instalaciones que se desconectaron antes de arrastrar a todo el sistema peninsular. Están entre las provincias de Badajoz, Cáceres, Huelva y Sevilla.

"Hay una línea imaginaria que separa el norte y el sur del país, y es la frecuencia con la que estaba operando la red en cada lado de esa línea. Mientras en las zonas donde había centrales nucleares y ciclos operando oscilaba levemente, en el sur los valores eran críticos", continúan las fuentes citadas.

"Lo que no se entiende es por qué Red Eléctrica no puso a funcionar los bombeos hidráulicos. Precisamente este año, con una situación muy favorable de niveles respecto a la media de los últimos años, son centrales que contribuyen a estabilizar la red", concluyen.

Quedan todavía muchas incógnitas por resolver, aunque todo apunta que serán los tribunales, una vez que concluya a su vez la investigación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) la que se ocupe de ello.