Impacto España Noticias
Por tercera vez en lo que va de año, y sólo una semana después del último parón, Red Eléctrica ha tenido que pedir a varias industrias que se desconecten de la red para ajustar oferta y demanda eléctrica ante una caída de la generación "no prevista".
La petición se produjo a las 22:18 horas de este miércoles y duró hasta las 24 horas. En ese momento, Red Eléctrica activó el denominado "Servicio de Respuesta Activa de la Demanda" (SRAD), un mecanismo que habilita al operador a pedir a grandes grupos industriales desconectarse del sistema a cambio de una compensación. La compañía sostiene que la continuidad del suministro no se vio comprometida y apunta que el objetivo de esta activación es "garantizar los niveles de reserva establecidos en los procedimientos de operación en respuesta a una situación puntual: una reducción de la producción eólica no prevista".
A diferencia de lo que ocurrió el pasado día 16, cuando Red Eléctrica tuvo que activar el sistema en dos ocasiones, en esta ocasión, según varios medios, no se pidió el apagado de los 1.775 MW disponibles sino de aproximadamente la mitad, 943 MW.
Al mismo tiempo, en la tarde del miércoles se encendió un grupo térmico de la central asturiana de carbón de Soto de Ribera, que se mantiene disponible si es requerido por parte de Red Eléctrica con una aportación de 200 MW. Fuentes de EDP señalan que no se trata de "una situación excepcional".
En esta ocasión, como hace una semana, la causa de nuevo fue una inesperada caída de la generación eólica. El episodio, que según el operador no supuso un riesgo para el sistema, sí pone de nuevo en evidencia los desajustes propios de la generación intermitente en medio del debate sobre la conveniencia o no de renunciar ya a una de las tecnologías que aporta energía de forma estable al sistema, la nuclear.
Por otro lado, este mismo jueves Red Eléctrica ha expresado en un comunicado la necesidad de habilitar más instalaciones renovables para que puedan participar en el control de la tensión, el origen del problema del apagón del pasado mes de abril sobre el que un año después se siguen sin asumir responsabilidades.
Según el operador, estas medidas facilitarían reducir el uso de la programación por restricciones técnicas, en alusión al modo reforzado adoptado desde el 28 de abril y que implica el uso de más centrales de ciclo combinado y un mayor coste para el consumidor.
Según Red Eléctrica, están trabajando "intensamente en su implantación" y actualmente hay 26 gigavatios (GW) de potencia instalada prestando este servicio, de los que 11 GW corresponden a renovables, cogeneración y residuos, aunque esa cifra supone que apenas el 17% de las plantas de generación existentes en España han solicitado a Red Eléctrica y han obtenido la habilitación.
Red Eléctrica defiende que está proponiendo y desplegando diferentes medidas para reducir el uso y coste de las restricciones técnicas en el sistema eléctrico, "que ha sido necesario intensificar en los últimos años de profunda transformación del mix eléctrico, marcada por un despliegue renovable muy significativo y con una especial concentración en determinadas zonas del sistema", sin mención al apagón.
Asume que esta evolución ha introducido nuevos retos técnicos para el funcionamiento del sistema eléctrico, aunque también defiende "de forma decisiva a reducir el precio de la energía para los consumidores", en alusión al precio mayorista.
Añade que el coste total de las restricciones técnicas desde 2021 muestra un incremento sostenido estructural, vinculado, afirma, al proceso de transformación del sistema eléctrico, que ha pasado de los 724 millones de euros en 2021 a los 3.347 millones de euros en 2025, aunque subrayó que la operación reforzada solo representó una parte menor del coste total de las restricciones técnicas.
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