00:00Entonces, desde el día 28 de abril, bueno, en concreto desde el día 30 de abril,
00:05se ha hecho una programación adicional, como he explicado en un primer momento,
00:09sobre todo ligada a incertidumbres, y posteriormente se ha venido reduciendo
00:15paulatinamente a medida de que esas incertidumbres se venían resolviendo
00:20o que había unos recursos que no estuvieron el día 28.
00:25Se está reduciendo, disculpe si estaba tratando de buscar exactamente el valor,
00:33reduciendo de forma muy significativa el valor del coste de ese refuerzo de restricciones en 2025,
00:45fue en todo el año 2025 516 millones de euros.
00:49En este año se ha reducido mucho, hasta el 31 de agosto son 267 millones de euros.
01:01Y esto significa que estamos hablando de que mientras en 2025 supuso un 15% del total de las restricciones,
01:11en este año únicamente es el 8,6 y creemos que va a seguir reduciéndose.
01:16¿Pero tienen programado algunas fechas para que las empresas, las generadoras,
01:21cumplan los requisitos que tienen que cumplir y no tener que estar con esta operación?
01:24En este momento, los grupos convencionales que están llevando a cabo el control de tensión,
01:31como creo que he mencionado, están llevando a cabo un cumplimiento muy bueno,
01:38a diferencia de lo que ocurre en otros momentos.
01:41Y además, como también he referido, hay un conjunto de generación adicional que está prestando ese servicio.
01:47En este momento, la razón fundamental de esta programación adicional
01:53es el criterio de variabilidad de tensión que aún no ha sido trasladado a la normativa nacional.
02:01Esta es la razón por la que se está programando de forma adicional.
02:09Lo que sí puedo decir es que esta programación de restricciones tiene un valor muy reducido
02:18con respecto al total del coste de restricciones.
02:22El coste de restricciones y el volumen de restricciones se ha venido incrementando
02:26y, como dato, por ejemplo, la resolución de restricciones en términos de energía
02:32de enero a agosto del año 2026 ha crecido un 33% con respecto al mismo periodo del año 2025.
02:42Sin embargo, el coste se ha visto incrementado en un 43%.
02:47Lógicamente, la energía es la que da respuesta a las necesidades que el sistema plantea
02:53para cumplir los criterios de seguridad.
02:55El coste depende de las ofertas que presentan los generadores,
03:01que son los proveedores de estas restricciones.
03:07La capacidad de gestión de tensión,
03:11que es la capacidad de absorción o generación de reactiva el día 28,
03:17era la que los grupos acoplados mayores de 100 megavatios,
03:22conectados a la red de transporte, grupos convencionales,
03:26podían aportar que tenía unos rangos del más o menos 30% de su potencia nominal.
03:33Potencia nominal, repito.
03:35La valoración de que era suficiente ese margen de absorción o inyección de reactiva
03:48es el que se evalúa teniendo en cuenta cuál es su obligación y cuál es la situación del sistema
03:56y si ese recurso movilizado da lugar a que las tensiones estén dentro o fuera del rango establecido.
04:04Lo cual quiere decir que nuestra programación lo que comprobó fue
04:09que los grupos programados tenían suficiente margen de absorción o generación de reactiva
04:17para dar respuesta y que las tensiones en el sistema no se situasen fuera de los rangos admisibles.
04:25Lógicamente, el recurso era el que estaba establecido por las obligaciones,
04:30ese es el cálculo que hacemos,
04:32y los resultados es que las tensiones se hubiesen quedado dentro de los rangos,
04:38además de todo el resto de circunstancias que ocurrieron.
04:42La red eléctrica, conforme al procedimiento que estaba vigente el día 28 de abril,
04:49enviaba, remitía, ponía a disposición informes mensuales
04:54del comportamiento de todos los generadores que tenían obligación de control de tensión.
05:03Se ponía a disposición no solamente de la comisión,
05:06sino incluso de los sujetos propietarios.
05:09Vamos a ver, el día 28, y es algo que también ha sido estudiado y se ha publicado,
05:18la inercia en el sistema español era correcta,
05:22no hay una obligación de inercia exacta,
05:25pero sí había unas recomendaciones de inercia.
05:28La inercia en el sistema español peninsular era por encima de esas recomendaciones,
05:34lo cual quiere decir que en ningún caso concurrió y no se recoge en ninguno de los informes
05:43un problema de escasez de inercia.
05:46Tampoco concurrió este factor con respecto a la capacidad de amortiguamiento.
05:55La capacidad de amortiguamiento viene dada por el sistema, por elementos dentro de los generadores,
06:03como he dicho, que son estabilizadores de potencia que pueden dar una respuesta
06:07ante determinados comportamientos oscilatorios y que no tienen todos los grupos
06:12y alguna parte también en el lado del consumo.
06:16Ninguno de estos factores, como todos los informes y todos los análisis posteriores han mostrado,
06:23tuvo relevancia en el incidente del 28 de abril.
06:27Por lo tanto, cuando aquí por alguno se viene afirmando que una mayor presencia
06:32de tecnologías síncronas acopladas habría proporcionado quizá mayor capacidad de amortiguamiento
06:37y de control de tensión, ¿no es así?
06:41Capacidad de amortiguamiento depende, hay grupos síncronos que no van a proporcionar amortiguamiento
06:48y en cuanto a mayor capacidad de control de tensión, si hablamos de los generadores síncronos
06:55que tenían obligación de control de tensión, pues podrían aportar un margen adicional.
07:01La cuestión es si el margen que estaba ya presente en el sistema era suficiente y se activó completamente.
07:10Todos los periodos anteriores al tiempo real, vamos a decir, desde que el día anterior tenemos la primera programación del
07:17mercado
07:17hasta el instante real de las 12 de la mañana, por ejemplo, se hacen continuamente estudios de seguridad.
07:27¿En qué consisten los estudios de seguridad?
07:29En utilizar la mejor información disponible para verificar que se cumplen todos los criterios de seguridad,
07:38sobrecargas, de tensiones dentro de rango, la respuesta ante contingencias, suficiente estabilidad y demás.
07:48¿Qué quiero decir con esto?
07:49Desde el momento en que se hizo la primera programación de este grupo por restricciones,
07:54cuando se declaró indisponible, se hicieron estas comprobaciones mediante los estudios de seguridad
08:01para todos los periodos posteriores de ese día, se decidió, repito, alargar la programación de algún grupo
08:11que estaba programado algunas horas y no se identificó que fuese necesario mantener esta programación
08:21que ahora no era posible porque el grupo ya no estaba disponible.
08:24¿Por qué? Porque el sistema va cambiando continuamente y lo que se tiene como hipótesis a las 2 de la
08:35tarde del día anterior
08:37puede no ser exactamente lo mismo que se tiene en esa noche o en las horas siguientes.
08:43Digamos que no es un cambio, cambio sí, cambio no, sino una comprobación de todos los criterios
08:50e identificar si es necesario o no introducir generación adicional una vez que este grupo estaba indisponible.
08:59En este incidente hubo múltiples factores de diferentes actores.
09:06En primer lugar, hubo unos comportamientos oscilatorios que en algún caso provenían desde luego de algún inversor de generación,
09:18como señala el grupo de expertos europeo.
09:24Posteriormente, se produce también una oscilación que es una oscilación natural en el sistema.
09:30Estamos hablando de que se produce una concatenación de eventos que obliga a que el sistema sea operado
09:39en una forma completamente distinta, porque el sistema ahí era inestable.
09:44Hubo que tomar acciones, se tomaron acciones, como he dicho, procedimentadas, de reducción de intercambios,
09:50de gestión de interconexiones y, en su caso, de cierre de líneas y demás.
10:01Todas estas acciones, vuelvo a repetir, sitúan al sistema en una situación completamente diferente
10:09de cualquiera de las que se hubieran previsto.
10:12Y empieza un incremento de tensión en la red que empieza a las 12.32.
10:20Este incremento en los primeros momentos no tiene una causa o no es identificable cuáles son las posibles razones,
10:33pero inmediatamente después empieza una serie de desconexiones cuando todavía teníamos las tensiones en la red de transporte
10:45en los valores admisibles en los que nadie debería haberse desconectado.
10:51Si unimos la nueva situación del sistema con estas desconexiones, con los fenómenos que se producían
10:59y que ya he mencionado, de pequeña generación en redes de distribución que no es observable por el operador del
11:06sistema
11:07y, además, como se ha podido comprobar posteriormente, se identifica que no ha habido una suficiente absorción de reactiva,
11:18digamos que se ha producido una acumulación de muchísimos factores, mucho más que N-1, N-2 o cualquier criterio
11:30que esté establecido,
11:31que llevan a esa cascada de sobretensiones y desconexiones que el sistema no soporta.
11:39Desde nuestra posición en red eléctrica podemos trabajar con hechos, con datos, con lo que son registros, obligaciones y cuáles
11:51son las prestaciones que se pueden medir,
11:53pero no está dentro de nuestras funciones establecer responsabilidades.
11:59Nosotros, con respecto a la programación y a todas las actuaciones, fuimos los primeros en hacer una evaluación, una autoevaluación
12:08de cualquier cuestión,
12:10se mencionaron, se mencionaron muchas en aquellos primeros momentos, en la que nosotros alguna actuación de red eléctrica pudiera haber
12:18formado parte de este conjunto de factores
12:22y después de ese mes y medio aproximadamente en el que estuvimos haciendo una evaluación muy minuciosa, fundamentalmente,
12:34porque estábamos buscando qué era lo que había que cambiar o qué era lo que tendríamos que hacer, no encontramos
12:42que hubiera habido ningún incumplimiento por parte de las actuaciones de red eléctrica.
12:48Red eléctrica, el día 28 de abril de 2025, cumplió con todas sus obligaciones, al igual que lo llevaba haciendo
12:57antes y lo ha hecho después,
13:00en 40 años de funcionamiento, con neutralidad, con arreglo a la normativa y con diferentes, vamos a decir, movimientos, situaciones
13:17dentro del sistema eléctrico.
13:19Nuestra tarea es la de ejercer una función de gestor eminentemente neutral y que no tenga ninguna relación con el
13:31resto de actividades para garantizar tener ese cariz de neutralidad técnica,
13:38que en otras actividades que en otras actividades, pues lógicamente hay unos intereses lícitos de beneficios, de negocios que no
13:51corresponden a la red eléctrica.
13:54Nosotros en nuestra actuación no tenemos ninguna relación entre lo que nosotros recibimos como retribución con ninguno de los resultados
14:03de estas actividades.
14:04Por poner un ejemplo, la retribución que ha recibido Red eléctrica en lo que llevamos de año en su papel
14:12como operador del sistema es de 70 millones de euros
14:15y nada tiene que ver ni con el consumo, ni con los precios, ni con ninguno de los valores que
14:23estamos hablando de gestión económica del sistema.
14:26Mantenemos una gestión neutral, técnica y siempre que sea posible, optando por la solución más económica para el consumidor español.
14:39En ningún caso puedo admitir que Red eléctrica no ha actuado conforme a sus obligaciones y conforme a las capacidades
14:50de las que disponía
14:52y no hay ninguna relación con la prestación o activación de un servicio de balance como puede ser el ESRAD,
15:01que se ha mencionado en varias ocasiones,
15:03que es un servicio de balance que presta la demanda, al igual que otros servicios de balance, o unas políticas
15:10energéticas u otras.
15:11Los técnicos de red eléctricas somos un gestor técnico, son de una calidad excelente y siempre en todos los años
15:23de su funcionamiento
15:24han proporcionado al sistema eléctrico español un aporte técnico para su mejora y para su gestión.
15:33Uno de los mayores orgullos que puedo ofrecer es la gestión de un equipo excelente que está a disposición de
15:42las necesidades de este país
15:44más allá de cualquier otro tipo de connotación.
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