El apagón del 28 de abril pasará a la historia por varios factores: por sus dimensiones y por lo insólito de la situación. Es algo que nunca había ocurrido antes y que seguramente no debería haber sucedido, por lo que si bien se considera un incidente absolutamente excepcional, es importante saber lo que pasó para aprender cómo evitarlo.
Lo que es innegable es que durante casi un día el caos fue la tónica general en casi todos los puntos de nuestro país, puesto que el apagón afectó directamente y durante horas a millones de personas, empresas, transportes, comunicaciones, etc.
Por ello se realizan sin cesar investigaciones destinadas a dirimir que fue exactamente lo que paso y a planificar como evitar que situaciones como la del 28A vuelvan a suceder. Por ello, la ministra Sara Aagesen ha comparecido para dar explicaciones de este tema.
La investigación confirma que el sistema no disponía de suficiente capacidad de control de la tensión dinámica. Los grupos de generación térmica que tenían que haber controlado tensión, que son retribuidos económicamente por ello, no absorbieron toda la reactiva que se esperaba en un contexto de elevadas tensiones. Esta ha sido la principal conclusión de la reciente intervención de la ministra Sara Aagesen sobre las causas del apagón.
Aprender del ‘error’ del apagón
La tecnología fotovoltaica tiene ya la capacidad de controlar la tensión (culpable del apagón del 28 de abril), pero la regulación aún no se lo permite. Desde el sector fotovoltaico, valoramos positivamente el anuncio hecho hoy por la ministra Sara Aagesen de que se va a acelerar la aprobación del procedimiento de Operación 7.4, que permitirá a la tecnología fotovoltaica contribuir a controlar la tensión de la red, una propuesta que se lleva solicitando desde hace tiempo por parte del sector.
Es también un momento para acelerar la implementación de otras tecnologías ya disponibles y que son clave para mantener niveles de tensión estables, gestionar la variabilidad y garantizar una seguridad energética basada en energías renovables, como son los inversores con capacidad de formación de red (grid-forming inverters, pendientes de la aprobación de la normativa europea) y el almacenamiento en baterías.
Medidas a implementar
Para acelerar esta implementación del almacenamiento energético y evitar un nuevo apagón, desde UNEF solicitan la implementación de las siguientes medidas:
- Evitar el cambio de órgano sustantivo cuando se añade un módulo de almacenamiento a uno de generación.
- Evitar el reinicio de la tramitación administrativa, independientemente de la potencia, cuando no se ha alcanzado la AAC (o incluso AAE) en hibridaciones que suman menos de 50MW
- No sumar la potencia instalada del almacenamiento cuando este está instalado en corriente continua.
- Eliminar la imposibilidad de obtener un permiso de demanda por parte de instalaciones hibridadas que comparten infraestructura de evacuación con otra instalación que ya ha obtenido permiso de demanda.
- Convocar concursos de acceso de demanda para poder añadir almacenamiento que consuma de red a una instalación de generación conectada a la red de transporte.
- Permitir la solicitud de acceso para demanda en posiciones de generación en nudos de transporte reservados para concurso por valor de del 100% del permiso de acceso de generación (en vez del 50% actual).
- Eliminar la obligación de tramitar una nueva evaluación ambiental en el caso de almacenamiento hibridado que se sitúe dentro del perímetro de proyectos que ya han superado la tramitación ambiental.
- Exención de tramitación ambiental para instalaciones de almacenamiento de pequeña escala, distribuido y detrás de contador.
- Evitar la pérdida de prioridad de despacho en almacenamiento hibridado que consume de red.
- Declaración de Utilidad Pública (DUP) para líneas de evacuación de Almacenamiento Independiente (‘Stand Alone’). ECOticias.com
