Un año de la semana más tensa en el sistema eléctrico español

El queo lo dio, tiempo después y casi de refilón, el presidente de Naturgy, Francisco Reynés. Eran mediados de febrero, y se empezaba a ver la luz al final del túnel tras el invierno más difícil de la historia en el mercado energético europeo. Pero él se refería a unos meses antes, cuando el sistema eléctrico español vivió uno de los episodios más tensos de su historia reciente. “Si el 4 de octubre no hubiésemos tenido acoplados todos los ciclos [combinados] que había disponibles, España se hubiera quedado sin suministro eléctrico”, disparaba en la rueda de prensa de presentación de resultados de la antigua Gas Natural Fenosa. Sus palabras buscaban poner en valor el papel de las muchas centrales de gas que su empresa aún tiene repartidas por el territorio español, pero también dejaban entrever algo de lo que hasta entonces solo habían tenido constancia un puñado de ejecutivos y técnicos del sector.

Hoy, un año después de aquel episodio, es el momento de echar la vista atrás para rememorar qué sucedió aquellos días de principios de octubre de 2022 en los que salvo la demanda —que mostró un patrón de lo más común para un miércoles de principios de otoño— no faltó ningún ingrediente en el cóctel explosivo: muy poco viento; máximo interés de Francia y Portugal —afectadas por el parón nuclear e hidráulico, respectivamente— por la electricidad española; una sequía pertinaz menguando la capacidad de generación de los saltos de agua hasta mínimos de tres décadas; y una central nuclear fuera de juego.

“Fue un día de producción eólica extraordinariamente baja, con un anticiclón muy potente y menos del 3% de los aerogeneradores volcando electricidad a la red”, rememora Luis Atienza, exministro y expresidente de Red Eléctrica de España (REE). “La aportación de la fotovoltaica fue buena, pero lógicamente desapareció al anochecer; los 20 gigavatios (GW) de hidroeléctrica, al ser un año tan seco, estuvieron en gran medida indisponibles... Y a todo eso se sumaba la baja operación del parque nuclear francés, la recarga de un reactor en España y la baja aportación de cogeneración [industrias que necesitan mucho calor y que inyectan a la red toda la generación eléctrica que les sobra] por los altos precios del gas natural y porque su esquema de retribución aún no se había actualizado”, enumera.

Ante tal concatenación de factores, las centrales de gas tuvieron que operar prácticamente al máximo de su capacidad. Con una noticia desagradable: casi la mitad de ellas (8 gigavatios de 25, en números gruesos) estaban fuera de juego, en gran medida por mantenimiento. ¿El motivo? El adelanto en el calendario de revisiones tras haber tenido que operar a pleno rendimiento en los meses de primavera y de verano para compensar el bajonazo de la hidráulica y exportar electricidad a una Francia que, con gran parte de su parque atómico parado, se vio forzada que buscar electricidad hasta debajo de las piedras.

“Lo que vivimos esos días fue una tormenta perfecta”, sintetiza Juan Antonio Martínez, analista del grupo ASE. Poco después, el lunes 10, la situación volvió a repetirse —aunque algo más atenuada—, terminando de dar forma a la semana más ajetreada que muchos recuerdan. “No recuerdo nada así en la historia reciente. Fueron los días más tensos en, al menos, una década”, completa Óscar Barrero, socio de la consultora PWC al cargo del sector energético. “Eso no quiere decir que estuviéramos en ningún momento al borde del apagón, porque REE tiene muchos resortes. Pero que hubiera que cerrar la interconexión con Francia en varios momentos de esos días demuestra mucho estrés”.

Las eléctricas empezaron a tomar conciencia de la situación días antes, aunque la preocupación creció en la víspera. “Nosotros, de hecho, sugerimos el cierre de la interconexión”, apunta un alto ejecutivo del sector bajo condición de anonimato, que añade un ingrediente adicional al cóctel: la excepción ibérica, que provocó un fuerte aumento en el flujo exportador en los meses y semanas previas. “En ningún momento hubo drama, porque el sistema español tiene mucho margen, pero sí mucha tensión. No recuerdo un momento así”.

REE: “No hubo ningún riesgo”

Le quita hierro el director de Operación de REE (hoy parte del grupo Redeia), Tomás Domínguez, que niega que el sistema español tuviese “ningún tipo de riesgo en ningún momento”: “Nuestro sistema tiene mucha penetración renovable y eso quiere decir que tienes muchos momentos en los que la generación es mucho mayor que la demanda y otros, como el 4 y el 10 de octubre del año pasado, en los que no y la cobertura tiene que hacerse fundamentalmente con ciclos combinados”, apunta por teléfono. “Nosotros, lo único que tuvimos que hacer fue un mínimo retoque para mantener los niveles de reserva, reduciendo algo la capacidad exportadora. Pero en ningún momento tuvimos ningún problema [de suministro]”.

A futuro, opina Barrero, el mayor aprendizaje es que el margen de confianza quizá sea “menor de lo que creemos”. El nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC, la hoja de ruta sectorial del Gobierno) cuenta con mantener los actuales 25 gigavatios de ciclos combinados de aquí a 2030: que no se inauguren nuevos, pero que tampoco se cierren los existentes. “Pero nosotros lo que vemos es que no salen los números, porque los ciclos están teniendo unas pérdidas de eficiencia por estar arrancando y parando más de lo esperado”.

Atienza, por su parte, aboga por prestar atención “no solo a la potencia que se instala sino su disponibilidad en momentos críticos”, como el de hace un año. “REE lo hace muy bien, actuando de manera conservadora, porque el sistema no puede convivir con un desequilibrio. Pero hace falta más almacenamiento y más flexibilidad de la demanda, sobre todo en la industria, para poder llevarla a las horas en las que más generación renovable hay y más barata es la electricidad”, reclama. “Y por supuesto que hay que pagar a los ciclos combinados por estar disponibles, pero también penalizarles cuando no lo estén, para evitar situaciones así”.

¿Puede repetirse un episodio como este en el futuro? La probabilidad es baja. Sin embargo, como recuerda Domínguez, el sistema eléctrico es “totalmente dinámico e igual que hay días que cubriremos casi todo con renovable y otros que no”. No obstante, para que la situación se repitiese, “se tendrían que juntar muchas cosas a la vez, que es justo lo que pasó hace un año: poco viento, sequía y mayor indisponibilidad de ciclos… Lo más importante es que se pudo cubrir la demanda sin problemas”, cierra el jefe de Operación de REE.

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