Así lo acreditan varios de sus propios informes de restricciones técnicas, que muestran cómo la compañía tenía identificados desde hace meses los riesgos asociados a la sobretensión, la congestión de la red y la falta de inercia del sistema provocada por la creciente penetración de renovables. Las advertencias de estos problemas, que ya se habían dado por parte de Entso-e -la agrupación de operadores europea- y de la propia Comisión Nacional de Mercados y Competencia parece que no fueron suficientes para que se extremara la precaución.
El primer aviso de que estos problemas estaban tomando ya un cariz importante llegó los pasados 22 y 23 de abril, los días en los que se registraron los primeros cortes en la red de Adif (lo que provocó que se suspendiera el tráfico de trenes desde Madrid Chamartín durante varias horas) y en la refinería de Repsol en Cartagena.
Aquel día, tal y como muestran estos informes, REE tuvo que redespachar más de 45 GWh diarios de energía para mantener la estabilidad del sistema, con un sobrecoste medio superior a los 150 euros por megavatio hora, muy por encima de lo habitual. El operador se vio obligado a intervenir de forma urgente para evitar sobrecargas y desequilibrios y aun así se generaron problemas sobre los que no emitió ni un comunicado, lo que demuestra una pérdida de margen operativo que lleva tiempo gestándose y de la que también advirtió la CNMC.
Los informes de restricciones de estos días concretos de abril -todavía no se dispone de los datos del día del apagón- refuerzan la idea de que el sistema afronta una presión constante también en su red de distribución. Empresas como E-Distribución, i-DE o E-Redes solicitaron repetidamente limitar o redistribuir generación por sobrecargas, sobretensiones y saturación de subestaciones en zonas como Levante, Andalucía y el centro peninsular. Las líneas de 132 y 220 kV se vieron especialmente afectadas, y se detectaron contingencias en infraestructuras clave de 400 kV, como la línea Aragón-Ascó. A estos problemas se suman importantes errores en la previsión de generación renovable, que complicaron aún más la operación diaria. En los días analizados de abril, la generación eólica real superó hasta en un 30% lo previsto, mientras que la fotovoltaica registró desviaciones de más del 33%. Esta sobreproducción inesperada generó escenarios de sobreoferta no absorbible, que desembocan en restricciones y ajustes costosos.
Pese a la acumulación de señales de alarma, el sistema no ha incorporado aún las medidas estructurales necesarias para gestionar con garantías esta nueva complejidad operativa. De hecho, el mix que utilizaba el sistema dejó fuera una gran parte de tecnología de producción que aportan energía síncrona a la red.
El operador, al igual que hizo ya el año anterior con el servicio de interrumpibilidad SRAD y los ciclos combinados, parece que optó por el criterio de reducir los costes para el sistema aún a riesgo de perder el cinturón y tirantes necesarios con los que debe operar el sistema. De hecho, fuentes del sector indican que con los precios cero o negativos los generadores tampoco querían producir al precio de mercado y esperaban la llamada de REE para entrar en otros mercados donde incrementan notablemente sus ingresos por generar electricidad.
El resultado es un sistema cada vez más expuesto a intervenciones de emergencia, que generan costes crecientes y elevan el riesgo de incidentes. Por este motivo, el sector eléctrico coincide en la necesidad de reforzar la red de transporte y distribución, mejorar la calidad de las previsiones y activar mecanismos de flexibilidad como almacenamiento, respuesta de la demanda y agregación. Todo ello está contemplado en el Real Decreto-ley 647/2020, pero su implementación aún no ha alcanzado la escala necesaria prevista en el propio Plan Nacional Integrado de energía y clima.
Mientras tanto, los datos y sucesos recientes confirman una realidad preocupante: REE conocía los riesgos, pero el sistema no estaba preparado para enfrentarlos.
