Fuente: Invertia
Mientras proliferan todo tipo de hipótesis sobre las causas del apagón que dejó a toda la península ibérica a oscuras el pasado lunes 28 de abril, la participación de tecnologías en el mercado eléctrico peninsular se ha ido recuperando a lo largo de la semana y vuelve a tener una foto más parecida a la de antes del cero energético. Las renovables vuelven a liderar la generación, mientras que la nuclear sigue a media potencia.
A las 11 horas de aquel lunes, justo antes del apagón, el mix de generación estaba fuertemente dominado por las renovables, que representaban el 81% de la producción total, de la cual el 56,4% provenía de energía solar fotovoltaica. La generación térmica era limitada: el gas aportaba sólo el 3,5% y la nuclear, el 9,7%, según datos de la consultora energética DNV.
Un escenario que se parece al de estos días. Justo una semana después del apagón se vuelve a registrar una alta participación de las renovables: más del 70% del mix. Eso sí, menos fotovoltaica (una media de 20%) y principalmente hidráulica (una media del 20%) y eólica (una media de más del 30%).
Los ciclos combinados, que representaron más del 40% de la potencia operativa el martes 29, se han ido reduciendo en los últimos días a un rango de entre el 11% y 16% del mix. Hablamos de unos 24 puntos porcentuales menos que el martes, aunque 12,5 puntos por encima de los momentos previos al apagón.
En cambio, las centrales nucleares se han ido acoplando al sistema de forma muy progresiva. Al final del domingo pasado alcanzaba tan solo 1,5 GW. Representaba el 11,1% de la generación el lunes antes del apagón (y el 10,2% la semana anterior) y descendió al 3,7% hasta este martes 6 de mayo.
En este tiempo, las centrales nucleares se han ido acoplando al sistema de forma muy progresiva. Al final del domingo pasado alcanzaba tan solo 1,5 GW, aunque este martes ya se habían recuperado más de 3 GW. Representaba el 11,1% de la generación el lunes antes del apagón (con tres reactores parados) y hasta este martes 6 de mayo no alcanzó el 10%.
Precios negativos
Con más generación renovable, vuelven los precios negativos, en concreto durante las horas solares. A partir del jueves se registraron diariamente precios negativos significativos al mediodía, alcanzando un mínimo histórico de -10 euros/MWh el jueves 1 de mayo a las tres de la tarde. Los precios pico superaron los 60 euros/MWh en algunos intervalos, a pesar de los días festivos y la menor demanda habitual durante el fin de semana.
Según la consultora DNV, el precio del mercado mayorista de electricidad durante toda la semana ha sido de 15,4 euros/MWh, un descenso del 38% respecto a la anterior (24,9 euros/MWh), y un 46% menor al de 2024 (28,3 euros/MWh) y un 82% inferior al de 2023 (85,7 euros/MWh).
Y para este miércoles 7 de mayo, el precio del mercado mayorista eléctrico registrará otra vez un total de ocho horas a precios cero o negativos. En concreto, el precio medio se sitúa en 19,01 euros, con el pico de los 80 euros a las diez de la noche. Por su parte, Portugal, que tiene bloqueadas las interconexiones eléctricas por precaución tras el apagón, está pagando por su electricidad un 250% más que España.
La producción eólica se ha mantenido estable antes y después del apagón, con un promedio de 7,3 GW. La fotovoltaica, tras una pausa forzada, ha vuelto a inyectar energía a la red, contribuyendo a la caída de precios. Así, nos aproximamos de cerca a los escenarios de semanas pasadas y del momento previo al apagón.
La nuclear, a medio gas
Las centrales nucleares españolas no han recuperado aún su pleno rendimiento tras el histórico apagón. Aunque varias unidades han comenzado a reconectarse a la red, todavía funcionan a medio gas.
Las causas de esta ralentización son diversas: por un lado, incidencias técnicas detectadas tras la desconexión automática de las plantas, y por otro, la necesidad de que Red Eléctrica de España autorice su reincorporación paulatina.
Destaca el caso de la central de Almaraz (Extremadura), cuya reconexión de los reactores se ha topado con demoras imprevistas. La Unidad II, que se desconectó automáticamente con el apagón, recibió el pasado 29 de abril una orden urgente de reconexión por parte de REE.
Sin embargo, la maniobra se retrasó tras detectarse una fuga en un condensador. La reparación del problema y las comprobaciones necesarias para asegurar que no había afectado a equipos críticos impidieron que el reactor pudiera sincronizarse con la red hasta la tarde del lunes.
Por su parte, la Unidad I ya se encontraba parada antes del colapso energético, con autorización de Red Eléctrica, debido a la falta de rentabilidad en un mercado que, durante varios días, registró precios negativos como consecuencia de una elevada producción renovable.
Almaraz I se reincorporó en la mañana del martes. Eso sí, ambas unidades operan todavía a potencia parcial por requerimiento de Red Eléctrica.
También notificó fallos técnicos Cofrentes (Comunidad Valenciana), que opera actualmente al 50% de su capacidad. Iberdrola, su operadora, detectó un sobrecalentamiento en un cojinete del sistema de recirculación, ubicado en una zona de contención radiactiva.
La inspección reveló que una válvula del sistema de refrigeración no estaba completamente abierta. La planta, que llevaba 18 días parada por motivos económicos, comenzó su arranque el lunes tras solucionar el problema.
En Cataluña, Ascó I y Vandellós II están generando al 70% de su capacidad, porque REE aún no ha requerido que alcancen su máxima potencia. Se espera que aumenten su producción cuando la red lo demande.
El resto de reactores están actualmente fuera de servicio por motivos técnicos programados. Trillo (Castilla-La Mancha) está en plena recarga de combustible, al igual que Ascó II, que inició su 29ª recarga el sábado pasado.