Nuevas concesiones de capacidad de acceso publicadas, ¿desaparece la generación síncrona?
Joaquín Tejero. Senior Engineer, Grid Code Compliance de DNV
Yerún Fernández. Market Segment Leader, Spain and Portugal de DNV
31/01/2025El 26 de diciembre se publicaron en el BOE tres órdenes TED que regulan los procedimientos y requisitos para la concesión de acceso de evacuación de nuevas instalaciones en el sistema eléctrico español. Estas órdenes, correspondientes a los nudos de La Pereda 220 kV, Narcea 400 kV y Meirama 220 kV, detallan las nuevas capacidades de acceso para módulos de generación eléctrica síncronos y parques eléctricos. Esta medida forma parte del Plan de Acción Urgente vinculado a la Estrategia de Transición Justa, buscando reactivar las zonas afectadas por el cierre de minas y centrales térmicas y nucleares. A lo largo de este artículo, se exploran los principales aspectos técnicos que sustentan la asignación de estas capacidades, tales como los criterios de potencia de cortocircuito y el comportamiento dinámico, así como el papel crucial de la generación síncrona en la modernización de la red. La normativa y su implementación marcan un hito en la adaptación del sistema a las nuevas tecnologías renovables.
El pasado 26 de diciembre se publicaron en el BOE tres órdenes TED, que regulan los procedimientos y requisitos de aplicación al concurso público para la concesión de acceso de evacuación de nuevas instalaciones. En concreto los nudos y sus respectivas nuevas capacidades son:
La Pereda 220 kv (Orden TED/1470/2024).
- Capacidad de acceso para módulos de generación de electricidad síncronos (MGES): 74 MW
- Capacidad de acceso para módulos de parque eléctrico (MPE): 74 MW
Narcea 400 kV (Orden TED/1471/2024).
- Capacidad de acceso para módulos de generación de electricidad síncronos (MGES): 354 MW
- Capacidad de acceso para módulos de parque eléctrico (MPE): 354 MW
Meirama 220 kV (Orden TED/1469/2024).
- Capacidad de acceso para módulos de generación de electricidad síncronos (MGES): 408 MW
- Capacidad de acceso para módulos de parque eléctrico (MPE): 153 MW
Estas nuevas capacidades se publican como parte del Plan de Acción Urgente que deriva de la Estrategia de Transición Justa, para bordar el mantenimiento y creación de actividad económica en las zonas afectadas por el cierre de minas de carbón, de centrales térmicas de carbón y de centrales nucleares sin planes de reconversión previos, en los que tendrán que desarrollarse Convenios de Transición Justa para un plan de acción territorial integral.
Llama la atención como estas capacidades son dependientes del tipo de tecnología a conectar, esto se debe a que el cálculo de estas capacidades se ha hecho según los criterios establecidos en la Resolución de 20 de mayo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados. En esta Resolución se plantean los siguientes criterios de cálculo:
1. Criterios de potencia de cortocircuito. El famoso índice WSCR (índice ponderado de potencia de cortocircuito). Básicamente este índice es la traducción del cálculo tradicional del SCR (ratio de cortocircuito en inglés) para medir de alguna manera la fortaleza de la red en cada punto, siendo un mayor SCR sinónimo de una red fuerte, típicamente podríamos asignar los siguientes criterios:
- SCR>3: Red fuerte
- 2<SCR<3: Red débil
- SCR<2: Red muy débil
- SCR=2 Red críticamente estable
El SCR es el índice natural de una red eminentemente síncrona para indicar la fortaleza de la misma, pero esta no es la realidad de las redes actuales, donde cada vez hay una mayor penetración de renovables.
Es en éstas donde se ha hecho necesario aplicar un nuevo índice donde solo se tiene en cuenta la generación que se considera que contribuye a la fortaleza del sistema, es decir, solo se considera la aportación de corriente de cortocircuito de la generación síncrona.
Se plantean aquí escenarios de generación síncrona mínima que marcarán la potencia de acceso para la red para nuevas generaciones renovables.
2. Comportamiento estático. Aquí se plantea un criterio mucho más intuitivo, donde marcará el límite la capacidad de las ramas de la red de transporte en las que se produzca la conexión de dicho nudo, no aceptando sobrecargas que se consideren inadmisibles, según los criterios de seguridad y funcionamiento del sistema recogidos en el procedimiento de operación (PO) 13.1, en el PO 1.1 y en el PO 1 SEIE, ni en situaciones N (disponibilidad de las N ramas de la red de transporte) ni en situaciones N-X (indisponibilidad de X ramas de la red de transporte).
3. Comportamiento dinámico. Se plantean admisibles aquí, todos los escenarios que, tras una perturbación en el sistema, sean capaces de alcanzar un nuevo estado de equilibrio aceptable con un comportamiento transitorio igualmente aceptable.
Se vuelve a plantear aquí un escenario de generación síncrona mínima para realizar las simulaciones transitorias según los criterios expuestos PO 13.1 en el ámbito peninsular y en el PO 13 en el ámbito de los SENP (Sistema eléctricos no peninsulares).
Queda claro en todo caso que la generación síncrona no ha perdido su recorrido dentro del sistema eléctrico español actual, siendo si cabe especialmente protagonistas en aquellos nudos donde se requieran sistemas de compensación síncronos para poder aumentar su capacidad.
Eso sí, la cara de la generación síncrona ha cambiado, siendo el consumo de combustibles fósiles y centrales nucleares una gran parte de la misma. Si antes la foto eran camiones llenos de carbón alimentando a la central, ahora la energía primaria se obtiene de un origen vegetal renovable.
Y aquí no acaban las novedades para la generación síncrona, ya que además se deberán adaptar a los nuevos requisitos de red.
Aunque recogido en la concepción normativa desde un primer momento, son pocos los casos de certificación que se han llevado a cabo para generadores síncronos. Aunque no se espera que haya una instalación masiva de la misma, la congestión de nudos de generación renovable no síncrona puede llegar a generar un escenario de oportunidad interesante para la generación síncrona.
Hacer frente a la problemática que puede surgir a la hora de conectar los equipos, requiere del soporte de entidades independientes y acreditadas, y que consten del alcance específico en su acreditación tanto como laboratorios de ensayos como entidades de acreditación.
Los alcances necesarios para la certificación de la generación síncrona son distintos a los de generación renovable según el procedimiento particular pudiendo incluir:
- Pruebas a nivel de unidad (UGE).
- Certificación de unidad (UGE) y componente adicional de módulo de generación eléctrico (CAMGE).
- Pruebas a nivel de planta (MGE).
- Validación de modelos de pequeña señal en base a pruebas a nivel de generador.
- Simulaciones de conformidad de huecos y funcionamiento en isla.
- Certificación en base a pruebas y simulaciones de conformidad.
- Simulaciones complementarias.
- Certificación en base a certificados y simulaciones complementarias.
