A las 12:33 del 28 de abril, la penÃnsula ibérica se sumió en la oscuridad. En tan solo cinco segundos, dos desconexiones al suroeste de la penÃnsula redujeron a más de la mitad la demanda instantánea. La frecuencia se desplomó, y la interconexión con Francia se interrumpió debido a la inestabilidad. España quedó en 0 MW y 0 Hz, una situación sin precedentes. La verdadera prueba fue restaurar el servicio.
Una labor meticulosa de 15 horas. A las 03:30 del martes, Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico español, comunicó que el 99,95% de la demanda habÃa sido restablecida (el 100% se logró más tarde ese mismo dÃa).
España fue protagonista del mayor ejercicio práctico de restauración de una red eléctrica en Europa desde el gran apagón continental de 2006, un desafÃo único para un paÃs que se abastece mayoritariamente de energÃas renovables.
El pavoroso black start. Prender la red eléctrica desde cero, encender el sistema sin energÃa previa. Con 50 millones de usuarios, España vivió uno de los «black start» más complejos de los que se tienen memoria.
El proceso tomó 15 horas debido a la necesidad de avanzar de manera gradual, comenzando con las centrales más adaptables como las hidroeléctricas, que están preparadas para un black start mediante generadores diésel que activan bombas, válvulas y sistemas de control.
El papel crucial del desembalse. Con el 10% del mix energético español y el 25% del portugués, la hidráulica de bombeo fue clave: las centrales hidroeléctricas de La Muela y Aldeadávila sincronizaron en tres minutos, generando de cero a 3 GW.
Cada central creó su propia «isla» de 50 Hz (la frecuencia en la que deben operar las turbinas) antes de añadir carga. Red Eléctrica fue conectando las turbinas individualmente y aumentando la carga de forma escalonada para evitar que se frenaran.
El gas como pilar de apoyo. Con las plantas nucleares fuera de servicio (exceptuando la energÃa nuclear importada de Francia, que entregó 1,4 GW durante la reanudación), las centrales de gas se convirtieron en el soporte principal antes de reintegrar las renovables.
El viento del lunes estaba casi ausente, y la energÃa fotovoltaica dejó de estar disponible al anochecer. Asà que la responsabilidad recayó en el agua y el gas. Marruecos aportó varios cientos de MW, cruciales para reactivar plantas en AndalucÃa.
La situación de la nuclear. La desconexión automática de cinco de los siete reactores nucleares provocó un problema radioquÃmico: el xenón-135 acumulado tras una parada repentina absorbe neutrones, bloqueando la reacción durante 24-48 horas.
32 horas después del apagón, ninguna planta nuclear habÃa sido sincronizada. Este déficit de 3-4 GW de potencia sÃncrona obligó a maximizar el uso de hidráulica y gas, retrasando la recuperación total.
Desencadenamiento de fusibles. En el momento del apagón, más del 70% de la generación era renovable (37% solar, 32% eólica). La generación nuclear de 3,4 GW, los ciclos combinados de 1,6 GW y la cogeneración de 1,4 GW proporcionaban la inercia sÃncrona de la red, pero no bastaron para compensar la desconexión de las dos estaciones.
La red interconectada tampoco pudo mantener la frecuencia (solo 3 GW con Francia y 700 MW con Marruecos). Las subestaciones funcionaron como fusibles gigantes ante el desbalance, aislando la red para evitar daños catastróficos. De ahà que España y Portugal se consideren islas energéticas, a pesar de compartir la misma red con otros paÃses europeos.
Lecciones adquiridas. Con altas proporciones de energÃas renovables, que carecen de la inercia de otras fuentes para estabilizar la red, es necesaria una mayor resiliencia de la que actualmente posee la red eléctrica europea.
En otras palabras, es vital invertir en inversores a nivel de red, en baterÃas y en renovables sÃncronas como la biomasa o más hidráulica de bombeo, asà como en mejores interconexiones. Todo esto está contemplado, pero no se implementó a tiempo para prevenir el apagón y el black start.
Imagen | Red Eléctrica
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