La culpabilidad final sobre el apagón del año pasado se resolverá por la vía judicial. De eso no tiene ninguna duda nadie dentro del sector energético español, y de hecho los afectados llevan meses moviéndose en esa dirección. Cuestión aparte es la responsabilidad, donde todos los indicios señalan a Red Eléctrica, como operador del sistema, y hasta la propia compañía deja constancia de que desde hacía tiempo antes del cero eléctrico la red ya presentaba problemas.Así se desprende de la ‘Propuesta del OS actualizada de modificaciones de aspectos puntuales del Plan de desarrollo de la red de transporte 2021-2026’ que ha elaborado Red Eléctrica, y que está en fase de consulta pública hasta el 11 de junio.Este documento revela dos cuestiones esenciales y que el propio operador del sistema pone de manifiesto: que el acoplamiento de las renovables por su disposición geográfica está siendo un problema para la red; y que el control de oscilaciones en el sistema –una de las claves que provocó el apagón– no se encontraba ni encuentra en los niveles adecuados.Noticia relacionada general No No Bruselas pone en jaque los objetivos y planes energéticos de Aagesen y Ribera Raúl MasaEste documento se circunscribe dentro de las propuestas que se hacen a la planificación de la red eléctrica, que tiene desarrollos plurianuales, y que ahora mismo estaba en el periodo 2021-2026. Esta iniciativa, además, supone «una inversión adicional de 607 millones de euros y permitirá mejorar la estabilidad estructural del sistema y garantizar un funcionamiento seguro».Problemas que señalanDesde el minuto uno tras el apagón, Red Eléctrica ha manifestado que la operación del sistema era la que tenía que ser, y que no había ningún elemento –desde su capacidad técnica– que hubiera incidido en el cero eléctrico.Sin embargo, en este documento señala, y lo hace de manera reiterada, que «la instalación de generación fotovoltaica ha sido la más destacada en los últimos años en el sistema eléctrico español impulsada por la reducción de costes (…). 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».5% Nivel recomendable No debería haber un amortiguamiento inferior a esta cifra; sin embargo la red ha estado –y está– por debajo de este valor en muchas ocasionesEl otro autoseñalamiento de que algo no iba bien, y que se pone de manifiesto en el documento tiene que que con las oscilaciones en sistemas eléctricos, que son «fenómenos en los que las distintas variables del sistema eléctrico, como flujos de potencia o flujos de corriente por las ramas del sistema, frecuencia o tensiones en los nudos, fluctúan periódicamente. Si estos fenómenos están poco amortiguados se manifestarán de forma significativa en las distintas variables del sistema, tanto ante pequeñas perturbaciones (como cambios en las condiciones de operación del sistema) como de forma espontánea».Estas oscilaciones, que son un problema para el sistema, estaban en niveles anómalos. Y aquí viene el problema del mix eléctrico: «La evolución de la instalación de nueva generación ha supuesto un cambio significativo de los flujos respecto a lo contemplado en la planificación con horizonte 2026». En este sentido, incide la propuesta, «debido tanto a la evolución del mix del sistema eléctrico peninsular como del resto de condicionantes de operación del sistema eléctrico europeo, el amortiguamiento con los recursos disponibles actualmente podría situarse por debajo de los valores esperados en los análisis de la planificación vigente». El procedimiento de operación 13.1 ‘Criterios de desarrollo de la red de transporte’ establece que para garantizar la estabilidad del sistema no se admitirá la existencia de modos de oscilación con un amortiguamiento inferior al 5%. Pero ha habido un importante volumen de horas donde se ha operado por debajo de ese valor.Esta petición, junto al ya famoso ‘modo reforzado’ que implica el uso de más centrales de gas para dar robustez al sistema, son cuestiones que vienen a demostrar que Red Eléctrica estaba operando muy al límite de que se pudiera producir un fallo que, finalmente, terminó sucediendo el año pasado. Algo que ahora sería muy complicado que sucediera. La culpabilidad final sobre el apagón del año pasado se resolverá por la vía judicial. De eso no tiene ninguna duda nadie dentro del sector energético español, y de hecho los afectados llevan meses moviéndose en esa dirección. Cuestión aparte es la responsabilidad, donde todos los indicios señalan a Red Eléctrica, como operador del sistema, y hasta la propia compañía deja constancia de que desde hacía tiempo antes del cero eléctrico la red ya presentaba problemas.Así se desprende de la ‘Propuesta del OS actualizada de modificaciones de aspectos puntuales del Plan de desarrollo de la red de transporte 2021-2026’ que ha elaborado Red Eléctrica, y que está en fase de consulta pública hasta el 11 de junio.Este documento revela dos cuestiones esenciales y que el propio operador del sistema pone de manifiesto: que el acoplamiento de las renovables por su disposición geográfica está siendo un problema para la red; y que el control de oscilaciones en el sistema –una de las claves que provocó el apagón– no se encontraba ni encuentra en los niveles adecuados.Noticia relacionada general No No Bruselas pone en jaque los objetivos y planes energéticos de Aagesen y Ribera Raúl MasaEste documento se circunscribe dentro de las propuestas que se hacen a la planificación de la red eléctrica, que tiene desarrollos plurianuales, y que ahora mismo estaba en el periodo 2021-2026. Esta iniciativa, además, supone «una inversión adicional de 607 millones de euros y permitirá mejorar la estabilidad estructural del sistema y garantizar un funcionamiento seguro».Problemas que señalanDesde el minuto uno tras el apagón, Red Eléctrica ha manifestado que la operación del sistema era la que tenía que ser, y que no había ningún elemento –desde su capacidad técnica– que hubiera incidido en el cero eléctrico.Sin embargo, en este documento señala, y lo hace de manera reiterada, que «la instalación de generación fotovoltaica ha sido la más destacada en los últimos años en el sistema eléctrico español impulsada por la reducción de costes (…). 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».5% Nivel recomendable No debería haber un amortiguamiento inferior a esta cifra; sin embargo la red ha estado –y está– por debajo de este valor en muchas ocasionesEl otro autoseñalamiento de que algo no iba bien, y que se pone de manifiesto en el documento tiene que que con las oscilaciones en sistemas eléctricos, que son «fenómenos en los que las distintas variables del sistema eléctrico, como flujos de potencia o flujos de corriente por las ramas del sistema, frecuencia o tensiones en los nudos, fluctúan periódicamente. Si estos fenómenos están poco amortiguados se manifestarán de forma significativa en las distintas variables del sistema, tanto ante pequeñas perturbaciones (como cambios en las condiciones de operación del sistema) como de forma espontánea».Estas oscilaciones, que son un problema para el sistema, estaban en niveles anómalos. Y aquí viene el problema del mix eléctrico: «La evolución de la instalación de nueva generación ha supuesto un cambio significativo de los flujos respecto a lo contemplado en la planificación con horizonte 2026». En este sentido, incide la propuesta, «debido tanto a la evolución del mix del sistema eléctrico peninsular como del resto de condicionantes de operación del sistema eléctrico europeo, el amortiguamiento con los recursos disponibles actualmente podría situarse por debajo de los valores esperados en los análisis de la planificación vigente». El procedimiento de operación 13.1 ‘Criterios de desarrollo de la red de transporte’ establece que para garantizar la estabilidad del sistema no se admitirá la existencia de modos de oscilación con un amortiguamiento inferior al 5%. Pero ha habido un importante volumen de horas donde se ha operado por debajo de ese valor.Esta petición, junto al ya famoso ‘modo reforzado’ que implica el uso de más centrales de gas para dar robustez al sistema, son cuestiones que vienen a demostrar que Red Eléctrica estaba operando muy al límite de que se pudiera producir un fallo que, finalmente, terminó sucediendo el año pasado. Algo que ahora sería muy complicado que sucediera.
La culpabilidad final sobre el apagón del año pasado se resolverá por la vía judicial. De eso no tiene ninguna duda nadie dentro del sector energético español, y de hecho los afectados llevan meses moviéndose en esa dirección. Cuestión aparte es la responsabilidad, donde todos … los indicios señalan a Red Eléctrica, como operador del sistema, y hasta la propia compañía deja constancia de que desde hacía tiempo antes del cero eléctrico la red ya presentaba problemas.
Así se desprende de la ‘Propuesta del OS actualizada de modificaciones de aspectos puntuales del Plan de desarrollo de la red de transporte 2021-2026’ que ha elaborado Red Eléctrica, y que está en fase de consulta pública hasta el 11 de junio.
Este documento revela dos cuestiones esenciales y que el propio operador del sistema pone de manifiesto: que el acoplamiento de las renovables por su disposición geográfica está siendo un problema para la red; y que el control de oscilaciones en el sistema –una de las claves que provocó el apagón– no se encontraba ni encuentra en los niveles adecuados.
Noticia relacionada
Este documento se circunscribe dentro de las propuestas que se hacen a la planificación de la red eléctrica, que tiene desarrollos plurianuales, y que ahora mismo estaba en el periodo 2021-2026. Esta iniciativa, además, supone «una inversión adicional de 607 millones de euros y permitirá mejorar la estabilidad estructural del sistema y garantizar un funcionamiento seguro».
Problemas que señalan
Desde el minuto uno tras el apagón, Red Eléctrica ha manifestado que la operación del sistema era la que tenía que ser, y que no había ningún elemento –desde su capacidad técnica– que hubiera incidido en el cero eléctrico.
Sin embargo, en este documento señala, y lo hace de manera reiterada, que «la instalación de generación fotovoltaica ha sido la más destacada en los últimos años en el sistema eléctrico español impulsada por la reducción de costes (…). 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».
5%
Nivel recomendable
No debería haber un amortiguamiento inferior a esta cifra; sin embargo la red ha estado –y está– por debajo de este valor en muchas ocasiones
El otro autoseñalamiento de que algo no iba bien, y que se pone de manifiesto en el documento tiene que que con las oscilaciones en sistemas eléctricos, que son «fenómenos en los que las distintas variables del sistema eléctrico, como flujos de potencia o flujos de corriente por las ramas del sistema, frecuencia o tensiones en los nudos, fluctúan periódicamente. Si estos fenómenos están poco amortiguados se manifestarán de forma significativa en las distintas variables del sistema, tanto ante pequeñas perturbaciones (como cambios en las condiciones de operación del sistema) como de forma espontánea».
Estas oscilaciones, que son un problema para el sistema, estaban en niveles anómalos. Y aquí viene el problema del mix eléctrico: «La evolución de la instalación de nueva generación ha supuesto un cambio significativo de los flujos respecto a lo contemplado en la planificación con horizonte 2026».
En este sentido, incide la propuesta, «debido tanto a la evolución del mix del sistema eléctrico peninsular como del resto de condicionantes de operación del sistema eléctrico europeo, el amortiguamiento con los recursos disponibles actualmente podría situarse por debajo de los valores esperados en los análisis de la planificación vigente». El procedimiento de operación 13.1 ‘Criterios de desarrollo de la red de transporte’ establece que para garantizar la estabilidad del sistema no se admitirá la existencia de modos de oscilación con un amortiguamiento inferior al 5%. Pero ha habido un importante volumen de horas donde se ha operado por debajo de ese valor.
Esta petición, junto al ya famoso ‘modo reforzado’ que implica el uso de más centrales de gas para dar robustez al sistema, son cuestiones que vienen a demostrar que Red Eléctrica estaba operando muy al límite de que se pudiera producir un fallo que, finalmente, terminó sucediendo el año pasado. Algo que ahora sería muy complicado que sucediera.
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