Ejj que lajj renovablejjj no pueden regularjj tensión…
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Necesitamos nuclear para dar estabilidad y bla bla bla…
Iberdrola, Endesa y EDP remiten una carta al Ejecutivo en la que reconocen que no pueden controlar inestabilidades de tensión, como exige REE, en paralelo a la solicitud de ampliación de Almaraz
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Siento interpelar, lo que suelo intentar es exponer hechos y de forma más o menos exhaustiva hablar sobre el tema. En este caso es para decirte algo evitable y que entiendo que a todos nos molesta. No puedes tomar una frase prestada de un documento pseudo técnico en una nota de prensa y burlarte rebajando así el nivel del debate.
Hemos tenido ya algún intercambio discutiendo la componente angular de cada fase, el trabajo angular necesario para moverla desde ese punto, la inercia comprendida como movimiento rotatorio o como potencia reactiva y como de cada tecnologíalo controla.
En uno de los últimos mensajes con el informe europeo en la mano se vio como las regiones dependiente de un par de subestaciones de media tensión descompensaron sus fases en esa región.
Obviando todo ello, te digo que claro que no producen inercia. Es físico. Se puede meter pulsos (que es lo que pretenden hacer con las baterías e inversores nuevos de solar) de ángulo opuesto a la desviación para regular la fase, y pulsos con la diferencia de voltaje en sentido contrario a la desviación. Esto NO es inercia, es una regulación a base de pulsos generados a base de electrónica. Ni que decir tiene que es mucho más fácil que falle.
En cuanto a la nota de Red Eléctrica, no es falso que esto son nuevos métodos de control que hay que desarrollar, pero es rotundamente falso que estuviesen conectados las turbinas necesarias para estabilizar, que estabilizan por definición. El problema vino de las islas de media tensión (zonas asisladas con una única conexion a la red de transporte de 420KV) donde se conectaron los ciclos renovables SIN control alguno de estabilidad (esos modelos transfierieron toda la variacióna la red). Por eso hay que desarrollar ese control, porque es más barato hacerlo electronicamente en las islas que hacerlo bien.
Te voy a decir lo que me molesta a mi, acusar sin pruebas a esta u otra fuente de generación, que es lo que se hizo desde el minuto uno por algunas personas. Pero si te parece mejor guardo silencio y dejo pasar la infamia cometida contra el sector de las renovables.
“En cuanto al comportamiento de la generación convencional en el control de las tensiones, el informe aporta diferentes gráficas por zonas del sistema español en las que se observa cómo la absorción de reactiva agregada de los grupos de más de 100 MW de potencia instalada se encuentra por debajo de la aportación requerida normativamente (P.O.7.4), muy especialmente en la zona suroreste y centro. Esto contrasta con el desempeño de las centrales en Portugal, donde los datos contenidos en el informe confirman que se ajustaron con precisión a sus requerimientos”.
La inercia, como ya ha quedado clarom no tuvo que ver nada con el incidente.
No hay que desarrollar nada. La tecnología ya existe y se lleva años usando en varios países, Portugal incluido. Aquí el problema es REGULATORIO.
31 oct 2025
“El día que un apagón reveló el truco detrás del precio de la electricidad”
Cuando oímos que “toda la luz se paga al precio de la más cara”, suena a truco. En realidad es el resultado de un mecanismo europeo de casación que intenta conseguir dos cosas a la vez: que entren primero las opciones más baratas y que siempre haya suficiente energía para cubrir la demanda.
1) La subasta hora a hora, en dos minutos
- Productores (eólica, solar, hidráulica, gas, etc.) dicen para cada hora del día siguiente al precio mínimo al que pueden vender.
- Comercializadoras (las que nos facturan a nosotros) dicen cuánto comprarán y hasta qué precio.
- El sistema ordena de la más barata a la más cara y va aceptando ofertas hasta cubrir la demanda prevista.
- Precio final horario = el de la última oferta que entra (la más cara que hizo falta para completar el suministro).
Resultado: todas las plantas cobran ese precio único.
¿Por qué todos al mismo precio?
Porque así se incentiva que cada productor revele su coste real: si infla su oferta, corre el riesgo de quedarse fuera. Y si es muy barato, entrará y cobrará el precio de mercado, no su coste, lo que premia ser eficiente.
2) Lo que la gente no ve: después de la subasta viene la ingeniería
Ese precio no es todavía lo que pagaremos al final. Falta comprobar si la red puede transportar esa energía desde donde se produce hasta donde se consume sin comprometer la seguridad.
Ahí entra el operador del sistema (en España, Red Eléctrica):
- Revisa restricciones técnicas (tensiones, estabilidad, congestiones, mantenimiento, etc.).
- Si con la combinación “óptima” de la subasta no se cumplen los criterios de seguridad, sustituye parte de esa producción por otras centrales que, aunque más caras, están mejor situadas o son más útiles para controlar la red (por ejemplo, para sujetar la tensión en una zona delicada).
- Esa energía “de ajuste” se paga aparte, y encarece el coste final horario. Simplificando: más prudencia técnica → más coste; menos prudencia → menos coste, pero más riesgo.
3) El 28-A, en contexto
Según el relato que has señalado, para la mañana del 28 de abril el operador había previsto 12 grupos térmicos por restricciones, 10 específicamente para control dinámico de tensión (un mínimo del año, empatado con otros 13 días). Uno de esos 10 avisó el día anterior que no podría conectarse en el sur , justo donde luego se desató el problema.
Además, de las nueve unidades que sí estaban conectadas “para ayudar” si había perturbaciones, algunas no actuaron como debían; una incluso empeoró la situación. Con ese cuadro, cuando llegaron oscilaciones y hubo sobretensiones, la red quedó más expuesta y se desencadenaron desconexiones en cadena.
La lectura simple “el operador quiso abaratar y se pasó de la raya” no encaja del todo con esa secuencia: había reservas técnicas, faltó una unidad clave y falló el comportamiento real de varias plantas pagadas para estabilizar. Es decir, no es solo “mercado malo vs. técnico bueno”, sino mercado + técnica + cumplimiento.
4) ¿Es un “engaño” el sistema marginalista?
Depende de qué preguntes:
- A favor
- Garantiza que primero entren las más baratas.
- Premia la eficiencia: quien produce barato cobra el precio de mercado (renta inframarginal).
- Es transparente y operable en tiempo real.
- En contra
- En horas en que entra una tecnología cara (p. ej., gas), todo cobra ese precio alto, aunque haya mucha renovable barata.
- No refleja bien el valor de servicios de red (control de tensión, inercia sintética, etc.) que sí se pagan, pero fuera del precio de casación, haciendo difícil para el público entender el coste final.
- Cuando se requieren muchos ajustes técnicos, la factura sube y parece que “pagamos de más”, aunque lo que se está pagando es seguridad.
5) ¿Qué cambia tras el 28-A?
Según la pieza, el operador endureció criterios: más centrales por restricciones → más coste. Además, un estudio citado detecta incumplimientos técnicos en parte de las instalaciones privadas. La conclusión “quien incumple gana más” es una sospecha: alerta sobre incentivos mal diseñados, pero no es un dato probado sobre beneficios netos.
6) Lo que sí tiene sentido pedir
- Reglas claras y verificables para los servicios de red (tensión, respuesta dinámica) y sanciones si no se cumplen.
- Más herramientas no síncronas (SVC/STATCOM, inversores “grid-forming”) para estabilidad de tensión en horas con alta renovable.
- Transparencia: separar para el público el precio de casación y el coste de ajustes por seguridad, para que se vea qué paga el mercado y qué paga la fiabilidad.
Idea fuerza para quedarse:
El precio “de la más cara” no es un truco; es cómo casamos ofertas. Lo que encarece (o abarata) después es asegurar que la electricidad llegue sin tirar la red. El 28-A nos recordó que el mercado decide quién produce, pero la física decide cómo se puede operar. Y si los que cobran por sostener la red no cumplen, el sistema entero paga.
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De las reclamaciones cruzadas sobre la responsabilidad, quien se está quedando al margen es la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), pieza fundamental de lo sucedido, desde mi punto de vista, por su papel de controlador, supervisor y regulador del funcionamiento del sistema eléctrico. Es más, su escasa diligencia no ha permitido avanzar en un funcionamiento acorde con los planes que el Gobierno y la Comisión Europea (CE) habían aprobado para que los combustibles fósiles dejen paso a las renovables. Para explicitar la habilidad de estar, pero sin estar, y pasar desapercibida, me gustaría, a modo de ejemplo, destacar tres situaciones en las que la CNMC no ha mostrado esa diligencia esperada.
Podríamos empezar con los cinco años que ha tardado en modificar el Procedimiento de Operación 7.4 (O.P. 7.4) desde que lo solicitaran REE y el sector renovable, necesario no solo para dar cabida al incremento de potencia renovable, pasada y futura, sino, también, para permitir la participación de las renovables en el control y funcionamiento del sistema eléctrico. Con el remordimiento que había provocado su inacción, después del apagón, y antes de que el gobierno aprobara el Real Decreto ley 7/2025 antiapagones, la CNMC aprobó, el 12 de junio, la modificación de este procedimiento, escudándose para justificar el retraso en la necesidad de escuchar y de adaptarlo al funcionamiento real.
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La estabilidad…
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