El escudo aprobado por Red Eléctrica para evitar otro gran apagón como el del 28 de abril del año pasado, y que ha tenido un coste cercano a los 500 millones de euros para los consumidores, decaerá mañana lunes. Las medidas temporales aprobadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), a petición de Red Eléctrica, para reducir las oscilaciones de tensión del sistema eléctrico van a vencer una vez que han llegado a la fecha límite en que está permitida su aplicación.
Tras el apagón, Red Eléctrica aprobó una serie de medidas para operar de forma reforzada y dar mayor estabilidad al sistema mediante una mayor presencia de generación síncrona, principalmente ciclos combinados de gas.
A comienzos de diciembre, la presidenta de Redeia -matriz de Red Eléctrica-, Beatriz Corredor, aseguró que este modo reforzado había supuesto un coste para todo el sistema de 486 millones de euros hasta noviembre, «aproximadamente unos cuatro céntimos de euro al día para los consumidores del PVPC».
Una cantidad, que, según Corredor, va a la cuenta de resultados de las compañías generadoras de electricidad.
Pese a que el escudo hasta ahora en vigor vaya a decaer mañana, se espera la aprobación de un nuevo mecanismo de protección de forma inminente.
Esta semana, Competencia ha cerrado la audiencia pública del nuevo escudo propuesto por el operador del sistema para hacer definitivas las modificaciones aprobadas en octubre -con algunos cambios-, visto su «impacto positivo» en la estabilidad de las tensiones y que no han influido de forma negativa en los costes. Se trata de los procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 7.2, que regulan respectivamente la programación diaria, la gestión de restricciones técnicas y la regulación secundaria.
Tras dar el visto bueno a su modificación temporal el pasado 20 de octubre después de observarse variaciones de tensión en el sistema eléctrico peninsular -aunque dentro de los márgenes establecidos- en esos días, la CNMC accedió a prorrogar los cambios en dos ocasiones, como informó el 18 de noviembre y el 4 de diciembre.
Sin embargo, la normativa contempla que estas medidas sólo pueden prorrogarse cada 15 días durante tres meses, previa petición del operador del sistema. Así, el plazo máximo finaliza mañana lunes, 19 de enero.
A diferencia de la ocasión anterior, Red Eléctrica sí que sometió a consulta pública, entre el 19 de noviembre y el 10 de diciembre, el texto en el que planteaba mantener estos cambios transitorios tras su vencimiento e integrarlos definitivamente en los procedimientos de operación, pero con ciertas variaciones.
Además, la propuesta fue debatida por el conjunto del sector, incluido el operador del mercado (OMIE) y la CNMC, en una reunión celebrada a comienzos de diciembre, con lo que se presupone consenso en las medidas que, posteriormente, Competencia ha sacado a audiencia.
De hecho, una de las novedades es que el operador del sistema ha renunciado a reducir el plazo para presentar ofertas de restricciones, ante el rechazo de otros actores.
A tenor de Red Eléctrica, las medidas, junto con la implementación progresiva de la participación de las renovables en el nuevo servicio de control de tensión, «contribuirán a que el sistema esté mejor preparado para hacer frente a periodos de la próxima primavera».
Entonces se cumplirá un año desde el inédito apagón en la España peninsular y Portugal del pasado 28 de abril.
La CNMC ha explicado que si en un primer momento aprobó los cambios con carácter temporal fue debido a la «urgencia de la tramitación, la falta de debate en el sector (sin consulta pública del operador del sistema) y el riesgo de que las modificaciones afectaran negativamente al mercado». Pero, sobre todo, por la posibilidad de que las variaciones de tensión que los justificaban «pudieran tener un origen estacional, por la menor demanda del periodo otoñal», una circunstancia que podía mejorar con el incremento del consumo en invierno y la menor potencia solar propia de estas fechas.
Desde octubre, la CNMC ha vigilado «estrechamente» el impacto de estas iniciativas, tanto sobre las variaciones de tensión como sobre el mercado eléctrico. De este análisis «no se ha constatado un aumento de los costes de restricciones o banda de regulación secundaria que soporta la demanda», ni tampoco un «impacto negativo sobre el desempeño del mercado».
En cualquier caso, el borrador abre la puerta a que las modificaciones puedan ser revisadas más adelante «en tanto se desarrollen otras soluciones de medio plazo» que contribuyan a reducir las variaciones bruscas de tensión.
Las medidas entrarán en vigor al día siguiente de su publicación en el Boletín Oficial del Estado (BOE).
Red Eléctrica activó el sistema reforzado de operación tras el suceso. Se espera la aprobación inminente de uno nuevo
El escudo aprobado por Red Eléctrica para evitar otro gran apagón como el del 28 de abril del año pasado, y que ha tenido un coste cercano a los 500 millones de euros para los consumidores, decaerá mañana lunes. Las medidas temporales aprobadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), a petición de Red Eléctrica, para reducir las oscilaciones de tensión del sistema eléctrico van a vencer una vez que han llegado a la fecha límite en que está permitida su aplicación.
Tras el apagón, Red Eléctrica aprobó una serie de medidas para operar de forma reforzada y dar mayor estabilidad al sistema mediante una mayor presencia de generación síncrona, principalmente ciclos combinados de gas.
A comienzos de diciembre, la presidenta de Redeia -matriz de Red Eléctrica-, Beatriz Corredor, aseguró que este modo reforzado había supuesto un coste para todo el sistema de 486 millones de euros hasta noviembre, «aproximadamente unos cuatro céntimos de euro al día para los consumidores del PVPC».
Una cantidad, que, según Corredor, va a la cuenta de resultados de las compañías generadoras de electricidad.
Pese a que el escudo hasta ahora en vigor vaya a decaer mañana, se espera la aprobación de un nuevo mecanismo de protección de forma inminente.
Esta semana, Competencia ha cerrado la audiencia pública del nuevo escudo propuesto por el operador del sistema para hacer definitivas las modificaciones aprobadas en octubre -con algunos cambios-, visto su «impacto positivo» en la estabilidad de las tensiones y que no han influido de forma negativa en los costes. Se trata de los procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 7.2, que regulan respectivamente la programación diaria, la gestión de restricciones técnicas y la regulación secundaria.
Tras dar el visto bueno a su modificación temporal el pasado 20 de octubre después de observarse variaciones de tensión en el sistema eléctrico peninsular -aunque dentro de los márgenes establecidos- en esos días, la CNMC accedió a prorrogar los cambios en dos ocasiones, como informó el 18 de noviembre y el 4 de diciembre.
Sin embargo, la normativa contempla que estas medidas sólo pueden prorrogarse cada 15 días durante tres meses, previa petición del operador del sistema. Así, el plazo máximo finaliza mañana lunes, 19 de enero.
A diferencia de la ocasión anterior, Red Eléctrica sí que sometió a consulta pública, entre el 19 de noviembre y el 10 de diciembre, el texto en el que planteaba mantener estos cambios transitorios tras su vencimiento e integrarlos definitivamente en los procedimientos de operación, pero con ciertas variaciones.
Además, la propuesta fue debatida por el conjunto del sector, incluido el operador del mercado (OMIE) y la CNMC, en una reunión celebrada a comienzos de diciembre, con lo que se presupone consenso en las medidas que, posteriormente, Competencia ha sacado a audiencia.
De hecho, una de las novedades es que el operador del sistema ha renunciado a reducir el plazo para presentar ofertas de restricciones, ante el rechazo de otros actores.
A tenor de Red Eléctrica, las medidas, junto con la implementación progresiva de la participación de las renovables en el nuevo servicio de control de tensión, «contribuirán a que el sistema esté mejor preparado para hacer frente a periodos de la próxima primavera».
Entonces se cumplirá un año desde el inédito apagón en la España peninsular y Portugal del pasado 28 de abril.
La CNMC ha explicado que si en un primer momento aprobó los cambios con carácter temporal fue debido a la «urgencia de la tramitación, la falta de debate en el sector (sin consulta pública del operador del sistema) y el riesgo de que las modificaciones afectaran negativamente al mercado». Pero, sobre todo, por la posibilidad de que las variaciones de tensión que los justificaban «pudieran tener un origen estacional, por la menor demanda del periodo otoñal», una circunstancia que podía mejorar con el incremento del consumo en invierno y la menor potencia solar propia de estas fechas.
Desde octubre, la CNMC ha vigilado «estrechamente» el impacto de estas iniciativas, tanto sobre las variaciones de tensión como sobre el mercado eléctrico. De este análisis «no se ha constatado un aumento de los costes de restricciones o banda de regulación secundaria que soporta la demanda», ni tampoco un «impacto negativo sobre el desempeño del mercado».
En cualquier caso, el borrador abre la puerta a que las modificaciones puedan ser revisadas más adelante «en tanto se desarrollen otras soluciones de medio plazo» que contribuyan a reducir las variaciones bruscas de tensión.
Las medidas entrarán en vigor al día siguiente de su publicación en el Boletín Oficial del Estado (BOE).
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