03.05.2025 - 21:40
Passats uns quants dies, encara no sabem les causes exactes de l’apagada, sense precedents a Europa, que vam tenir el dia 28 d’abril. Els experts adverteixen que això és normal, que caldran setmanes i mesos per a esbrinar concretament què va passar, si és que mai s’arriba a saber. Tanmateix, els experts també comencen a focalitzar les responsabilitats sobre l’apagada. Si algunes veus havien atorgat inicialment la culpa principal a les centrals de generació renovable, l’anàlisi posterior sembla més aviat descartar la generació i centrar-ho en la xarxa elèctrica. És a dir, en la gestió d’aquesta producció, que és responsabilitat de Red Eléctrica. Alhora, també s’apunta a l’estat, a la planificació energètica que ha fet l’administració pública, i que potser no va proporcionar prou elements a Red Eléctrica per a poder tenir més capacitat de reacció en cas de fallades com la d’aquesta setmana. Igualment, els experts han començat a apuntar quines solucions s’haurien d’aplicar urgentment per solucionar dèficits estructurals del sistema elèctric espanyol, seguint els exemples d’accions que s’han fet a llocs com Califòrnia i Austràlia, on també han tingut grans apagades aquests darrers anys.
Què sabem fins ara
Com dèiem, fins ara no es té gaire informació sobre què va passar exactament. Però sabem la successió de fets. Dilluns, 28 d’abril, a les 12.32, hi ha un incident a la xarxa elèctrica espanyola que és detectat a l’estat francès. No sabem la naturalesa d’aquest incident: si va fallar una central, una substació o una línia elèctrica, ni per quin motiu va fallar. Però es va resoldre satisfactòriament perquè la xarxa elèctrica és dissenyada sota el paràmetre anomenat “n-1”, que vol dir que si falla qualsevol element, n’hi ha un altre per a substituir-lo immediatament. Cal dir que cada dia passen incidents que són resolts gràcies a aquest disseny “n-1”. Tanmateix, l’incident va consumir uns recursos immediats que més endavant haurien pogut ser necessaris i que no es van poder fer servir, segons que apunten els experts.
Un segon i mig més tard del primer incident, n’hi ha un altre. Novament de naturalesa indeterminada, per la informació que tenim fins ara. Com el primer, sembla que va causar una baixada de la freqüència. La xarxa elèctrica europea funciona a una freqüència de 50 Hz, que ha de ser extremadament estable, i és mesurada fins a tres decimals. Si baixa a 49,999 comença a haver-hi un problema. Si baixa a 49,997 comencen a sonar les alarmes. En el segon incident la baixada de la freqüència va ser prou important perquè la interconnexió amb l’estat francès s’aturés automàticament. La península ibèrica va restar aïllada d’Europa per protecció, per no originar una apagada al conjunt del sistema elèctric europeu. Però aquesta acció va agreujar la situació dins el sistema elèctric espanyol, tenint en compte que un dels dèficits estructurals que té és la manca d’interconnexions a l’exterior, que ajuden a donar inèrcia al sistema i mantenir la freqüència.
Al cap de cinc segons del primer incident, n’hi ha un altre, el tercer: una baixada sobtada de freqüència, presumptament per sota de 49 Hz. No se sap si això va ser producte d’un incident simple o d’uns quants alhora a llocs diferents. Tanmateix, el primer incident ha deixat el gestor de la xarxa elèctrica sense recursos immediats per a reaccionar, i el segon ha deixat sense interconnexió amb l’estat francès. Amb una freqüència completament descontrolada, es desconnecten, de cop i per seguretat, centrals de producció amb un valor de potència de 15 GW, el 60% de la producció. No se sap per què no van funcionar els mecanismes de control de fallades que aïllen les zones geogràfiques amb problemes, de manera que no es propaguin a la resta. Aquests mecanismes hi són, però van fallar completament. D’una altra banda, no s’ha especificat quina mena de centrals es van desconnectar, però potser fou tota la producció solar de cop, per un motiu tècnic que no té a veure amb la tecnologia solar actual, sinó amb la regulació que n’han fet els responsables espanyols.
Inèrcia, “formació de xarxa” i la proposta dels experts
Fa uns cent trenta anys que tenim xarxes elèctriques. Es van conformar amb tecnologies de generació que fan servir grans turbines que poden arribar a pesar tones. Parlem de la hidràulica i les centrals de carbó, petroli i gas. Més endavant, van aparèixer les nuclears. Aquestes turbines giren a 50 revolucions per segon (per normativa europea), la freqüència de 50 Hz que dèiem abans. Quan tenim una massa de tones girant a 50 revolucions per segon costa molt, és molt difícil, de canviar-ne la velocitat. És allò que en termes físics s’anomena inèrcia. Atès el pes, la tendència és a mantenir aquesta velocitat-freqüència. Això atorga a aquestes centrals la funció de “formació de xarxa” (grid-forming en anglès). Com que, per aquesta inèrcia, canviar-ne la velocitat de gir demana uns quants segons, són indemnes als canvis de freqüència de mil·lisegons que hi ha a la xarxa elèctrica, de manera que ajuden a forçar la xarxa a tornar als 50 Hz. Són elements estabilitzadors de la xarxa, als quals caldria afegir els aerogeneradors més moderns (però no els antics).
L’energia solar, en canvi, no té aquesta inèrcia perquè no té elements de gir. Produeix electricitat i se sincronitza a 50 Hz gràcies a mitjans electrònics. Pot canviar la freqüència de manera immediata. A la xarxa espanyola, l’energia solar és configurada perquè sincronitzi la freqüència amb la de la xarxa. Si la xarxa funciona a 50 Hz, se sincronitza a 50. Si és a 49,999 Hz, ho fa a aquesta freqüència. Si la xarxa funciona a una freqüència fora de rang, se’n desconnecta per seguretat. Té el comportament de “seguidor de la xarxa” (grid-follower, en anglès). I, per tant, no té la capacitat d’estabilitzar la xarxa. Aquest pot haver estat un dels altres elements principals de l’apagada general.
Per una banda, una producció solar, seguidora de xarxa, que representava el 53% de la generació elèctrica en el moment de l’apagada. Per una altra, atesos els preus baixos, fins i tot negatius, per l’abundància de producció renovable, algunes centrals formadores de xarxa, més cares, eren desconnectades. Per fer manteniment, oficialment, tot i que alguns analistes sostenen que perquè no els sortia econòmicament a compte, amb preus tan baixos. És a dir, no hi havia prou centrals formadores (estabilitzadores) preparades per actuar. Però experts com Manel Romero, membre de la junta de UNEFCAT, que agrupa empreses catalanes del sector fotovoltaic, precisen que aquest comportament de les centrals solars és el que ha definit el regulador, i que les centrals solars s’han limitat a complir les especificacions.
Romero indica que a llocs com Califòrnia, Austràlia i Suècia, les centrals solars són configurades com a formadores de xarxa, no pas com a seguidores, després de les apagades que van tenir fa uns quants anys. La tecnologia actual d’inversors ho permet, fet que abans no era possible. Aquesta és, per tant, una de les propostes dels experts per a evitar una altra gran apagada amb un sistema elèctric d’un pes d’energia solar molt important, com és el cas del sistema ibèric. Això transformaria l’energia solar, d’un simple espectador de la freqüència de la xarxa, que actualment es regula amb unes altres tecnologies i mecanismes, en un actor principal a l’hora de mantenir-ne l’estabilitat. N’hi ha prou que el regulador ho determini, és responsabilitat seva.
L’exemple d’Austràlia Meridional i Califòrnia: calen bateries
Els analistes internacionals han estat clars: “La història es repeteix.” Perquè això que ha passat a l’estat espanyol amb una elevada producció renovable ja ha passat en llocs com Califòrnia i Austràlia. El precedent de l’Austràlia meridional és del 2016, quan hi hagué una apagada que va deixar sense llum 850.000 persones, després d’una tempesta que tombà la línia d’interconnexió amb la província del costat. Amb una gran producció eòlica, es va optar per construir una bateria de 100 MW/129 MWh, la més gran del món en aquell moment. La bateria va ser encarregada a Tesla. Elon Musk es va comprometre que entraria en funcionament cent dies després de la signatura del contracte, o no en cobrarien el cost. En aquella ocasió el magnat va complir la data. La bateria tenia dues grans funcions. Per una banda, emmagatzemar l’energia renovable durant els períodes d’excedents, per proporcionar-la després durant els períodes de més baixa producció renovable. Per una altra, fer serveis d’estabilització de la xarxa, com ara el manteniment de la freqüència.
El 2017, un any després de la gran apagada, va entrar en servei. El contracte determinava una compensació econòmica pels serveis que s’esperava que proporcionés. Però mesos després es va haver de revisar a la baixa. El motiu? Funcionava “massa bé” i tenia un guany desproporcionat. Les tecnologies tradicionals d’estabilització de xarxa no podien competir amb la bateria, que tenia un temps de reacció molt menor i sempre arribava primera, de manera que s’enduia tot el guany econòmic. Gràcies a la gran bateria, la xarxa elèctrica funcionava millor, era més resilient, més forta. I les tecnologies antigues eren relegades.
Per a proporcionar electricitat durant hores amb els excedents renovables, calen bateries grans, de centenars de megawatts hora (MWh), fins i tot gigawatts hora (GWh). Però per estabilitzar la xarxa no cal que tinguin tanta capacitat d’emmagatzematge, perquè tenen la funció d’actuar durant un període molt curt (de segons a pocs minuts) per estabilitzar la xarxa. Aquí és on hi ha una altra proposta d’experts com Romero: instal·lar bateries petites d’uns 5 MWh a les substacions perquè actuïn de formadors de xarxa, és a dir, per estabilitzar-la en cas de desviació de la freqüència. Aquestes bateries són molt comunes i es venen en format de contenidor estàndard, cosa que facilita molt de transportar-les amb vaixell i camió fins al lloc d’instal·lació. Costen entre 1 milió i 3 milions de dòlars. Tenint en compte que a l’estat espanyol hi ha 680 substacions, caldria una inversió d’uns 2.000 milions a tot estirar per posar una bateria d’aquesta mena a cadascuna. A més, l’operació podria ser molt ràpida, atès el format. Cal dir que les primeres estimacions de pèrdues econòmiques de l’apagada superen aquesta xifra econòmica.
Califòrnia, després d’unes quantes apagades, va instal·lar bateries petites que estabilitzessin una xarxa elèctrica amb gran presència de renovables. Entre més motius, perquè aleshores les bateries eren molt cares i no se’n podien tenir de molt grans. Però, quan es van abaratir, aquestes bateries s’han anat ampliant en capacitat, emmagatzemen també els excedents renovables i passen a subministrar aquesta electricitat al vespre durant unes 4-5 hores. Enguany les bateries californianes proporcionen diàriament una mitjana de 30 GWh, per a una demanda total d’uns 515 GWh. Això és un 6% de l’electricitat consumida durant tot el dia. Però al vespre, que és quan proporcionen l’electricitat fonamentalment, arriben a cobrir el 50% de la demanda rutinàriament. Un percentatge que ha fet tancar centrals de gas. I aquesta és una altra de les grans preguntes pendents a l’estat espanyol, on el sector gasístic té un gran pes i capacitat d’influència sobre el regulador. S’ha preferit continuar optant per les centrals de gas com a estabilitzadores, malgrat que el preu de les bateries ha baixat, una opció millor com mostren Austràlia i Califòrnia? Cal tenir en compte que les poques bateries que s’han instal·lat a l’estat espanyol no poden aportar serveis d’estabilització de xarxa perquè la normativa encara no ha estat desenvolupada, malgrat que fa anys que, en teoria, s’hi treballa.
Un excés de confiança?
Finalment, cal considerar un aspecte més subjectiu i difícil de quantificar. Els responsables de xarxes elèctriques d’uns quants països aquests darrers anys han repetit un parell d’idees. En primer lloc, que han pogut augmentar progressivament el nombre de renovables al mix energètic. Primer es pensava que no se n’hi podia afegir més del 25%, després del 40%, del 50%, etc. Alguns gestors ja advertien que per sobre del 70% de renovables la gestió es complicava molt sense ajuda d’emmagatzematge per a estabilitzar la xarxa. Tanmateix, l’estat espanyol havia aconseguit d’arribar al 100% sense emmagatzematge, sense bateries. Alhora, durant el confinament de la pandèmia van canviar completament els patrons de consum. El subministrament d’electricitat es calcula amb un dia d’avançament amb models matemàtics sofisticats. Durant la pandèmia aquests models no servien per al canvi de patrons, i es va anar a cegues. La conclusió d’alguns gestors fou que la xarxa elèctrica era més robusta que no creien inicialment, perquè no hi va haver cap gran apagada.
Amb aquesta idea que aguanten tot i estressar-les, i el fet de veure que progressivament es podien anar encabint més renovables fins a assolir el 100%, els gestors espanyols han pecat d’excés de confiança? Han estirat més el braç que la màniga? Pensaven que podien mantenir l’estabilitat de la xarxa amb aquests alts percentatges de renovables seguidores de xarxa, sense fer inversions en grans bateries, canviar la regulació sobre el comportament de la solar, no considerar allò que han fet països amb més experiència i mantenint com a estabilitzadors tecnologies tradicionals com el gas i la nuclear, que són fora del mercat quan els preus són molt baixos, justament per les renovables? Ara mateix, i per les informacions disponibles, sembla que se’n pot treure una primera conclusió: la gran apagada és el resultat de mancances estructurals de la xarxa elèctrica espanyola, tant en el disseny com en la gestió.
