A vueltas con el apagón

Han pasado semanas y nada nuevo bajo el sol. Nada se sabe de las causas concretas e inmediatas del apagón. Hay al menos dos preguntas que Red Eléctrica debería poder contestar. Si a las 12.20 fue capaz de lidiar con una oscilación de frecuencia, ¿qué cambió para que su capacidad se tornara en incapacidad a las 12.33? Si la perturbación inicial se produjo en el suroeste peninsular, ¿qué impidió aislar esa zona y evitar que el apagón se propagara por toda la península? Aunque estas preguntas probablemente estarán tiempo sin respuesta -dadas las posibles responsabilidades patrimoniales en juego-, es posible, siempre con cautela, avanzar algunas deducciones sobre lo ocurrido.

La primera deducción es quizás la más arriesgada: si el Gobierno español tuviera la mínima certeza de que la responsabilidad del apagón pudiera recaer sobre una empresa productora de electricidad, la empresa en cuestión ya estaría expuesta en el altar mediático del sacrificio. Si no hay ninguna señalada como culpable, es que hay que mirar hacia otro lado. Es una deducción quizás arriesgada, pero no carente de justificación. Tras el apagón, la gran urgencia era conocer la secuencia de desconexión de las plantas de producción, buscando una responsabilidad punible. La realidad parece ser que todas se desconectaron de forma automática, sin intervención humana, tal y como estaba previsto para preservar su integridad. En su momento, Iberdrola, posible propietaria de las plantas fotovoltaicas del suroeste a las que se ha señalado como potencial origen de lo ocurrido, ya indicó que siempre operó siguiendo las directrices de Red Eléctrica.

Una segunda deducción es que la red eléctrica española requiere mejoras. Cualquier infraestructura, por magnífica que sea, se deteriora con el tiempo. Si además cambian la estructura y la tecnología de la producción a la que debe dar servicio, la calidad se resiente, aunque alguien se empeñe en no verlo. Las plantas fotovoltaicas se conectan a la red a través de inversores, que transforman la corriente continua en alterna. Sin entrar en tecnicismos, estos inversores deberían estar equipados con POD (Power Oscillation Dumping) que permiten una adecuación de la corriente emitida a las posibles oscilaciones de la red. ¿Por qué no lo están? Por la sencilla razón de que nadie, es decir, Red Eléctrica, lo ha exigido. Esta modificación de los inversores, junto a la instalación de baterías permitiría disponer de una electrónica de potencia capaz de contribuir a la estabilización de las redes.

Pero tampoco contamos con baterías. ¿Por qué? Por el inexplicable retraso del Gobierno en establecer mecanismos de capacidad. El problema es el siguiente: aunque el coste de las baterías se reduce, es difícil que invertir en ellas sea rentable si sus ingresos dependen únicamente de comprar barato -en las horas centrales del día, cuando la fotovoltaica trabaja a pleno rendimiento- y vender caro por la noche -cuando la demanda sube y no hay sol-. El diferencial medio anual no es suficiente para garantizar un retorno adecuado a la inversión. Además, según se vayan instalando, se incrementará la demanda de electricidad barata y se incrementará la oferta de electricidad cara, con lo que los precios baratos serán más altos y los precios caros más bajos. Los diferenciales tenderán a igualarse y, por tanto, a bajar la rentabilidad de las baterías. Como las baterías son necesarias para estabilizar el sistema, la idea es complementar sus ingresos con un pago adicional, establecido a través de subastas en un mercado competitivo. Ese pago adicional es un mecanismo de capacidad: un pago por la capacidad adicional que aportan al sistema.

Un problema parecido, pero a la inversa, ocurre con los ciclos combinados de gas. El mercado marginalista garantiza, a largo plazo, el precio más bajo de la electricidad. Gracias a su mecanismo de funcionamiento, el gas desplazó al carbón a lo largo de las primeras décadas de este siglo y, ahora, las renovables están desplazando al gas. Sin embargo, necesitamos una cierta generación con gas para garantizar firmeza y flexibilidad a nuestro sistema eléctrico. En 2024, los ciclos combinados apenas funcionaron, por término medio, a un 15% de su capacidad. Además, como su necesidad es puntual, operan con múltiples arrancadas y paradas, con lo que sus costes se incrementan. En su momento, Naturgy planteó el cierre de hasta once centrales de este tipo. El Supremo estimó el derecho al cierre temporal de cinco de ellas. La solución vuelve a ser los mecanismos de capacidad: un pago adicional, establecido en un esquema competitivo, que retribuya por aportar capacidad y flexibilidad a un sistema que necesita su aportación, pero que no permite a los ciclos combinados de gas la cobertura de sus costes.

El Gobierno sacó a consulta los mecanismos de capacidad en 2021, y lo ha vuelto a hacer en 2025, sin que de momento haya nada resuelto. Sin ellos, no habrá baterías ni ningún otro sistema de almacenamiento, ni tampoco contaremos con la garantía de que los ciclos combinados de gas funcionarán a largo plazo. Hay quien piensa que este gobierno nunca apoyará una electricidad producida con combustible fósil, aunque sea necesaria, y que se limitará a esperar que el cierre nuclear incremente sus horas de funcionamiento. El problema es que la electricidad nuclear es más barata y menos contaminante que la electricidad con gas. Entre tanto, el almacenamiento, imprescindible compañero de viaje de las renovables, brilla por su ausencia.

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La tercera deducción es la mala conciencia de Red Eléctrica. A grandes rasgos, el funcionamiento del mercado es el siguiente. Una vez fijada la demanda horaria de electricidad prevista para el día siguiente, OMIE (Organización del Mercado Ibérico de Electricidad) recibe las ofertas económicas de los operadores y establece quién produce en cada hora del día, que no son otros que los que han ofertado más barato hasta cubrir la demanda. Esa propuesta se pasa a Red Eléctrica, quien puede modificarla para garantizar la estabilidad del sistema. Las plantas de producción que Red Eléctrica incluye en la planificación, aunque no hayan ganado la subasta, se dice que funcionan por restricciones. El dato relevante es que, en los días posteriores al apagón, Red Eléctrica incrementó de forma más que notable las restricciones, hasta alcanzar el 20% de la demanda prevista. ¿Por qué después y no antes?

La otra cuestión es el incremento de la generación firme. Si se compara la generación de los cinco días laborables previos al lunes del apagón con la de la semana posterior a la del apagón -para aislar el efecto de la fiesta del 1 de mayo y del 2 en Madrid- se observa que la generación firme ha aumentado, por término medio, en más de 1 gigavatio hora. La pregunta es la misma: ¿por qué después y no antes?