Red Eléctrica pide 607 millones más en dispositivos antiapagones para asegurar el suministro eléctrico

El sistema eléctrico parece que sigue tambaleándose. Un año después del gran apagón ibérico, el operador Red Eléctrica ha solicitado al Ministerio para la Transición Ecológica que necesita ayuda para operar con garantías el sistema eléctrico español.

Pide que se incluyan en la Planificación Eléctrica 2021-2026 una serie de inversiones que son necesarias para la operación segura del sistema eléctrico, en definitiva, nuevas medidas antiapagones.

En total serían unos 607 millones de euros en los siguientes dispositivos:

• Nuevos 4 e-STATCOM: 366 M€
• Nuevas 8 reactancias de núcleo controlado magnéticamente (MCSR por su siglas en inglés) y la segunda E/S de Ciudad Rodrigo para mayor efectividad del MCSR: 143 M€
• Nuevo conjunto de 20 reactancias de 100-150 MVAr cada una: 75 M€
• Renovación total de reactancias con elevada criticidad: 10 M€
• Actuaciones para viabilizar lo incluido en las MAP de la planificación 21-26: 13 M€.

Como se puede ver, estas medidas son aparte de los 800 millones aproximados que se van a invertir en ocho compensadores síncronos, algunos de los cuales ya están tramitándose. Es decir, Red Eléctrica necesita más dispositivos y elementos para controlar tanto las oscilaciones inter-área como la tensión de la red.

Boom solar

El boom fotovoltaico vivido en los dos últimos años es la clave. Existen unos 53.000 MW de solar fotovoltaica conectados a la red de los cuales cerca de 20.000 MW han sido desde 2024 en adelante.

Red Eléctrica explica que este incremento en la potencia instalada ha tenido una distribución geográfica marcadamente asimétrica, destacando especialmente la evolución de la potencia instalada en Andalucía, Extremadura y Castilla la Mancha.

"La concentración de nueva generación fotovoltaica en Andalucía, Extremadura y Castilla La Mancha genera flujos Sur-Norte significativamente superiores a los considerados inicialmente en el escenario de Planificación de la Red de Transporte 2021-2026. Debido a ello, ha aumentado la necesidad de acoplamiento de grupos de ciclo combinado por restricciones técnicas para atender las necesidades del sistema ante variaciones de producción y de los programas por las interconexiones con Francia. Estas necesidades están siendo superiores a las identificadas en el ejercicio de Planificación 2021-2026", explica el operador en un documento.

Oscilaciones

Según Red Eléctrica, los análisis más actualizados realizados con una mayor concentración de generación en la zona Sur no acompañada con nueva demanda en esta misma zona ponen de manifiesto necesidades de amortiguamiento de oscilaciones inter-área por encima de las establecidas en los estudios previos.

El operador del sistema, además, pide que se hagan estas inversiones de manera urgente. "Se indica la necesidad de contar con medidas adicionales de amortiguamiento indicando que dispositivos basados en inversores con POD-P/- Q, compensadores síncronos adicionales o STATCOM, deben priorizarse ya que demuestran un alto impacto en la amortiguación de oscilaciones interáreas críticas".

Control dinámico de tensión

Para poder controlar la tensión de la red, el operador del sistema propone la instalación de 8 equipos MCSR (Magnetically Controlled Series Reactor) de 250 MVAr cada uno, que combinados con los e-STATCOM antes mencionados y los compensadores síncronos ya planificados permiten asegurar suficientes recursos de control de tensión y reducir la necesidad de acoplamiento de generación térmica por restricciones técnicas respecto a la necesaria en la actualidad.

Es decir, tendrá más elementos para asegurar el suministro a la vez que los ciclos combinados que entran por restricciones técnicas irán reduciéndose y por tanto se reducirán algunos costes de operación del sistema.

Desde el punto de vista del control de tensión dinámico según los estudios se estima de manera conservadora que cada una de estas MCSR aportarían al sistema un control de tensión dinámico comparable al de 1 grupo de generación de ciclo combinado.

Además, el operador explica que los requerimientos de compensación de reactiva durante las horas nocturnas son actualmente superiores a los previstos a la hora de elaborar la propuesta de desarrollo de la Planificación 2021- 2026 por lo que es necesario el acoplamiento de grupos de ciclo combinado por control de tensión estático utilizándose para absorber la reactiva adicional generada por estas redes. En el último año, se han llegado a acoplar hasta 23 grupos de ciclo combinado de manera simultánea en horas nocturnas por esta razón suponiendo una necesidad de compensación de reactiva de hasta 3000 MVAr.

De manera conservadora, se espera que estas reactancias disminuyan en al menos un 15% el coste de restricciones técnicas por control de tensión estático, que ascendió en 2025 a 672 millones de euros.