La desconexión de estas instalaciones, provocada por la caída en cascada de más de 20.000 MW de generación, ha causado un fenómeno técnico que dificulta su vuelta a la operación: el llamado ‘envenenamiento por xenón 135’. Este producto de fisión se genera cuando un átomo de uranio-235 o plutonio-239 se rompe durante la reacción en cadena de las centrales. Si se acumula suficiente xenón 135, se ralentiza o incluso detiene la reacción en cadena que produce la electricidad. Después de reducir la potencia o apagar un reactor: el xenón-135 no desaparece de inmediato, sino que sigue formándose (porque sus precursores radioactivos, como el yodo-135, siguen desintegrándose). Mientras tanto, como hay menos neutrones, su concentración sube.
Esta compleja explicación técnica en la práctica implica que al intentar arrancar un reactor poco después de haberlo apagado o desconectado del sistema con rapidez, el exceso de xenón dificulta la reanudación de su reacción en cadena y generalmente requiere de un periodo de entre 24 y 48 horas para volver a funcionar con normalidad. Esta situación no es un problema de seguridad pero afecta a la estabilidad operativa.
De hecho, según explicó ayer la central nuclear de Almaraz, Red Eléctrica ha requerido a la unidad 2 de la planta que arranque de manera urgente y está prevista su conexión
Según los datos de Red Eléctrica, la falta de centrales nucleares hizo que durante la punta de consumo de las 8.20 de la mañana, se tuviera que contar con hasta 12.840 MW de energía de las centrales de ciclo combinado de gas, así como con 7.879 MW de energía hidráulica. En esos momentos, la potencia fotovoltaica era de apenas 1.489 MW y la eólica de 3.367 MW para atender a una demanda de casi 29.000 MW. El sistema pudo ir así, lentamente, recuperando su funcionamiento y la propia Red Eléctrica indicó que se había recuperado al 99,95% el suministro a las siete de la mañana.
De cualquier forma, lo cierto es que se trata una situación prevista y anunciada incluso por la propia CNMC quien ya en su día alertó sobre dificultades en el control de la tensión de la red eléctrica, atribuidas en parte a la creciente integración de energías renovables, especialmente la solar y la eólica, que utilizan inversores electrónicos en lugar de generadores síncronos tradicionales. Estos inversores, aunque eficientes en la conversión de energía, no proporcionan la misma inercia eléctrica que los generadores convencionales, lo que puede llevar a oscilaciones de tensión y frecuencia en la red.
Red Eléctrica, incluso, ya reconocía en un informe de 2020 que «los niveles decrecientes de inercia (30% inferior a la actualidad en 2030) en el sistema podrían suponer riesgo de derivadas de frecuencia inadmisibles ante grandes desequilibrios. Para el operador, durante más del 50% del tiempo en 2026 y 2030 se evidencia carencias de reserva primaria. La capacidad de aporte de primaria (FCR) por parte de la renovables, agregadores de demanda es deseable en escenarios futuros para evitar frecuencias tras perturbación fuera de los rangos normales de operación del sistema»
