¿Qué podemos aprender del apagón eléctrico en La Gomera?

Kumar Mahtani Mahtani, Universidad Politécnica de Madrid (UPM)

Tras los apagones en Tenerife, El Hierro y La Palma, ha vuelto a ocurrir, esta vez en La Gomera. El pasado 30 de julio se produjo un incendio en la central térmica de la isla seguido de un colapso de la red eléctrica insular.

¿Cómo es el sistema eléctrico de La Gomera? ¿Por qué ocurrió el incidente en la central? ¿Por qué cayó toda la red insular, existiendo tanta potencia renovable instalada en la isla? El análisis permite entender la situación actual de la generación eléctrica y el papel de las energías renovables en los sistemas eléctricos, en especial de los canarios. Y, quizás, aprender de los errores del pasado.

El sistema eléctrico de La Gomera

La Gomera cuenta con una única central térmica (El Palmar) con 9 grupos diésel que suman una potencia instalada de 18 megavatios (MW), y con varios parques eólicos puestos en marcha recientemente con una potencia total instalada de 12 MW. La demanda de la isla tiene actualmente picos de hasta 9 MW, por lo que su cobertura está garantizada con creces.

Además, se prevé que en el año 2025 entre en servicio el enlace submarino con Tenerife, de 50 megavoltamperios (MVA), como parte de la Red de Transporte de energía eléctrica. Eso permitirá mejorar la estabilidad y la robustez del sistema, tal como ya ocurre entre Lanzarote y Fuerteventura.

Análisis del incidente en la central térmica de El Palmar

De acuerdo con fuentes oficiales, el incidente tuvo origen en un incendio en la sala de servicios auxiliares de la central. Para comprender la importancia del fallo, debe partirse de la base de que un grupo de generación no puede funcionar sin sus servicios auxiliares, por lo que un fallo en estos es causa automática de desconexión del grupo por protección.

Cabe indicar que los fallos técnicos pueden ocurrir debido al estado de las instalaciones o a su obsolescencia, como se ha venido clamando, pero esta no es la única posible razón. La obsolescencia la abordaremos más adelante, pero las carencias en el diseño de las centrales eléctricas o en la operación de las instalaciones pueden llegar a ser otro foco importante de fallos técnicos.

En este sentido, la buena práctica en el campo de las centrales eléctricas es operar los grupos bajo la premisa de la redundancia, es decir, de manera que se garantice la continuidad en la producción al fallar uno de ellos. Además, también se suele procurar que la alimentación de los servicios auxiliares de los grupos sea redundante y con cuadros ubicados en salas independientes, de forma que la alimentación de todos los servicios auxiliares de los grupos puedan ser asumidos por una de las ramas y evitar así la parada de la central.

Análisis de la repercusión del incidente en la red eléctrica insular

La desconexión de parte de la central térmica provocó una caída de la tensión en la red insular. Como consecuencia, los aerogeneradores conectados a la red se desconectaron automáticamente, pues así están concebidos sus sistemas de protección frente a daños eléctricos y mecánicos. Con la desconexión de los restantes grupos de la central térmica se alcanzó el cero total de tensión en la red.

Desde el punto de vista normativo, a las instalaciones de generación renovable se les exige el cumplimiento de los Procedimientos de Operación (PPOO) aplicables, lo cual debe quedar acreditado previamente por normativa autonómica. Teniendo en cuenta los PPOO que deben cumplir los aerogeneradores en territorio peninsular y en territorios no peninsulares, estos suelen venir equipados con sistemas electrónicos que aseguran una respuesta adecuada ante huecos de tensión en la red. No obstante, un cero de tensión en la red supera la definición normativa de hueco de tensión y, a nivel industrial, la continuidad es tecnológicamente inasumible en la actualidad.

Volviendo al hilo conductor del incidente, y teniendo en cuenta que el siniestro imposibilitó la reconexión de los grupos de la central, el sistema insular no se restableció hasta que se conectaron varios grupos electrógenos.

Con la tecnología actual, la reposición del sistema desde un cero de tensión en la red requiere generación convencional. El arranque autónomo a partir de fuentes renovables no está todavía extendido tecnológicamente. En el caso de la energía eólica, según el tipo de turbina (tipo 3 o tipo 4), se necesitan sistemas avanzados de control de los convertidores electrónicos empleados en los aerogeneradores, que permitan “crear” red por sí mismos y alimentar cargas en isla, antes de sincronizarse con otras áreas.

Con la implantación de los nuevos Códigos de Red europeos, en territorio continental ya se le está empezando a exigir cierta capacidad de restablecimiento a la generación renovable. No ocurre así en Canarias donde, por el momento, al menos sobre el papel, la generación convencional seguirá siendo la responsable de la provisión de tensión a la red, y por ende de reponerla en caso de cero eléctrico.

Obsolescencias y nuevas inversiones en generación convencional en Canarias

Es cierto que cinco de los grupos de la central habían superado su vida útil regulatoria (VUR), fijada en 25 años. No obstante, existe una falsa creencia respecto a la VUR: al contrario de lo que se ha venido diciendo, es legal que una instalación siga funcionando tras superarse su VUR, pues la VUR es tan solo un parámetro económico utilizado en el cálculo de los regímenes retributivos de la actividad de generación eléctrica previstos en la Ley sectorial.

De hecho, con un adecuado mantenimiento, los grupos generadores pueden seguir operando con seguridad mucho más allá de los 25 años. A este respecto, las instalaciones están sujetas al cumplimiento de la reglamentación técnica de seguridad industrial (reglamentación electrotécnica, reglamentación de seguridad contra incendios, etc.). Esta reglamentación prevé sistemas de inspecciones y verificaciones periódicas por organismos de control externos, mediante los cuales se comprueban los aspectos técnicos y se corrigen las posibles deficiencias.

Realmente, las claves para desbloquear las inversiones en el parque de generación convencional de Canarias residen en el régimen retributivo adicional previsto en territorios no peninsulares (RD 738/2015). Este régimen prevé mecanismos económicos para incentivar las inversiones en mejoras tecnológicas, basados en procedimientos de concurrencia competitiva. Pero para su aplicación, es necesario que el Ministerio competente en materia de energía, que ya ha manifestado su intención en este sentido, mueva ficha.

Transición de los sistemas eléctricos canarios hacia las renovables

Tanto en la planificación (Plan de Transición Energética de Canarias) como en la normativa (Ley autonómica 6/2022) referida a la transición energética de los sistemas eléctricos canarios, la penetración de las energías renovables se ha posicionado como un pilar fundamental. Sin almacenamiento a gran escala, las energías renovables no son gestionables. La potencia aportada depende del recurso natural (viento, sol, etc.). Cuando no hay recurso suficiente, deben entrar en acción los grupos térmicos para cubrir la diferencia entre la demanda y la generación renovable.

Por otro lado, los generadores deben prestar a la red eléctrica los denominados “servicios complementarios”, que permiten, entre otros, la regulación potencia-frecuencia del sistema cuando se producen desequilibrios entre la generación y la demanda. Pese a que la tecnología renovable actual dispone de sistemas de control de convertidores muy competitivos para prestar algunos de los servicios complementarios, la capacidad operativa intrínseca de la generación convencional (por ejemplo, subir potencia en grupos conectados o permanecer con grupos arrancados) obliga a que en todo momento deba existir un “colchón” de generación convencional.

Es más, la estabilidad de la red eléctrica está relacionada con la “inercia” que aportan los generadores que tenga conectados, muy reducida en sistemas débiles y aislados como los canarios. La generación convencional, por su propia inercia mecánica, es la principal garante de la estabilidad de los sistemas. En el futuro, las tecnologías renovables, gracias al progreso en el control de los convertidores electrónicos, permitirán “emular” la respuesta inercial de los generadores convencionales y así participar también en el aporte de estabilidad a la red.

A todo ello podrán sumarse otros elementos, como el almacenamiento a gran escala (bombeos hidráulicos, hidrógeno, baterías, etc.), que también podrán contribuir a que la gestionabilidad y la estabilidad de los sistemas eléctricos no dependan íntegramente de la generación convencional. Así las cosas, la transición de los sistemas eléctricos canarios pasa necesariamente por la generación convencional.

Kumar Mahtani Mahtani, Profesor, Universidad Politécnica de Madrid (UPM)

Este artículo fue publicado originalmente en The Conversation. Lea el original.