La Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (Entso-E) avanza en su investigación sobre el apagón del pasado 28 de abril en España y Portugal y se centra en determinar qué desencadenó las desconexiones iniciales de generación en el sur de España y por qué los Planes de Defensa del Sistema español y luso no lograron detener el proceso que condujo al 'blackout' en ambos países, así como en el análisis de la gestión de la interconexión con Francia antes de desencadenarse el incidente.

Tras una segunda reunión de su panel de expertos para investigar el apagón, celebrada el pasado 3 de junio, se ha identificado los próximos pasos para guiar su investigación en curso, señaló el organismo en un comunicado.

En concreto, los expertos de la investigación europea están recopilando actualmente todos los datos necesarios para esclarecer los hechos relacionados con el incidente que, subrayaron, que ayudarán a comprender, entre otras cosas, "los fenómenos de oscilación que se produjeron antes del apagón".

Asimismo, Entso-E, cuya transparencia e independencia en la investigación ha sido puesta en duda por parte de las grandes eléctricas, ha decidido también lanzar una página web específica que servirá como portal informativo para las partes interesadas durante toda la investigación.

En ella se ofrece una secuencia preliminar de los eventos desde el día del apagón, así como información sobre el proceso de restauración, la composición del panel de expertos y otros aspectos relevantes, y será actualizada a medida que avance la investigación y se disponga de nueva información. "La información publicada se basa en hallazgos y análisis preliminares y puede cambiar en cualquier momento", añadió Entso-E.

DOS PERIODOS DE OSCILACIONES ANTERIORES AL INCIDENTE.

Respecto a la cronología preliminar de los acontecimientos, la información señala que durante la media hora anterior al apagón se observaron dos períodos de oscilaciones -oscilaciones de potencia y frecuencia- en el Área Sincrónica de Europa Continental (AECE).

En concreto, el primero tuvo lugar entre las 12:03 y las 12:07, siendo local y afectando principalmente a los sistemas eléctricos de España y Portugal.

Mientras, la segunda oscilación comenzó entre las 12:16 y las 12:22, siendo interárea, correspondiente al conocido modo continental Este-Oeste, y se mitigó eficazmente mediante medidas de intercambio compensatorio, que redujeron los flujos de energía entre Francia y España, además de un cambio de emulación de corriente alterna (CA) a potencia fija en el modo de operación del enlace HVDC y el acoplamiento de las líneas eléctricas internas en el sur de España.

Después de esta segunda oscilación, la tensión se situó en el rango de 390-420 kV, antes de volver a aumentar, pero aún dentro del rango de tensión operativa en la red de transmisión. En ese momento, los intercambios internacionales programados de España -todos destinados a la exportación- eran de 1.000 megavatios (MW) a Francia, 2.000 MW a Portugal y 800 MW a Marruecos.

Sin embargo, posteriormente, en un intervalo de apenas 27 segundos se desencadenaron una secuencia de eventos que llevaron al apagón a las 12.33 horas.

Así, a las 12.32:57, 12.33:16 y 12.33:17 horas se observaron interrupciones de generación en el sur de España, con un total estimado inicialmente de 2.200 MW, que llevó a un aumento de tensión en España, que conllevó un aumento similar en Portugal, y la frecuencia disminuyó.

Entre las 12.33:18 y las 12.33:21 horas, la tensión en la zona sur de España aumentó drásticamente, y consecuentemente también en Portugal, desencadenando una cascada de pérdidas de generación que provocaron una caída de la frecuencia del sistema eléctrico de la Península Ibérica.

A las 12.33:19 horas la Península Ibérica comenzó a perder el sincronismo con el sistema europeo y, entre las 12.33:19 y las 12.33:22 horas los Planes de Defensa del Sistema y de deslastre automático de carga de España y Portugal, elaborados de acuerdo con las obligaciones legales bajo, se activaron pero no pudieron evitar el colapso del sistema eléctrico ibérico.

De esta manera, a las 12.33:21 horas las líneas aéreas de corriente alterna entre Francia y España fueron desconectadas mediante dispositivos de protección contra la pérdida de sincronismo y a las 12.33:24 horas todos los parámetros del sistema eléctrico español y portugués colapsaron, y las líneas HVDC entre Francia y España dejaron de transmitir energía.

Tras el incidente, cada operador del sistema de transmisión afectado -Red Eléctrica de España (REE) y la portuguesa REN- activó inmediatamente los respectivos planes de restauración del sistema, elaborados de conformidad con el reglamento europeo por el que se establece un código de red en caso de emergencia y restauración de la electricidad, así como cualquier otro procedimiento y protocolo pertinente para restaurar la tensión del sistema eléctrico.

En este sentido, el informe afirma que la restauración del sistema eléctrico en algunas regiones de la Península Ibérica se vio facilitada, entre otros, por la activación de recursos del sistema eléctrico como procesos de arranque en negro en algunas centrales, así como por las interconexiones existentes con Francia y Marruecos.

APLAUDE LA LABOR DE LOS OPERADORES EN EL RESTABLECIMIENTO.

Además, considera que el rápido restablecimiento del suministro en España y Portugal "demostró la preparación y eficiencia" de Red Eléctrica y REN, con el apoyo y la colaboración de la francesa RTE y la marroquí ONEE.

El proceso de reestauración del sistema se inició a las 12.35 y 12.43 horas, cuando REN solicitó la puesta en marcha en modo 'black-start' de la central hidroeléctrica de Castelo de Bode y de la central de turbina de gas de ciclo combinado de Tapada do Outeiro, respectivamente.

Asimismo, a las 12.44 horas se reestableció la primera línea de 400 kV entre Francia y España (parte oeste de la frontera) y a las 13.04 horas se reactivó la interconexión entre Marruecos y España.

Además, desde el inicio de la restauración hasta aproximadamente las 13.30 horas, varias centrales hidroeléctricas en España con capacidad de arranque en negro pusieron en marcha sus procesos de arranque en negro para iniciar la restauración del sistema.

Ya a las 13.35 horas se reactivó la parte oriental de la interconexión Francia-España, a las 18.36 horas se reenergizó la primera línea de interconexión de 220 kV entre España y Portugal, lo que permitió acelerar la restauración del sistema portugués, a las 21.35 horas se reenergizó la línea de interconexión sur de 400 kV entre España y Portugal.

De esta manera, a las 00.22 horas del 29 de abril se completó el proceso de restauración de la red de transmisión en Portugal, mientras que alrededor de las 04.00 horas en España finalizó el proceso de restauración de la red de transmisión.

A raíz del apagón, Entso-E creó un grupo de expertos que está integrado por representantes de los operadores del sistema, la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), las Autoridades Reguladoras Nacionales (ARN) y los Centros de Coordinación Regional (CCR), y dirigido por Klaus Kaschnitz (APG, Austria) y Richard Balog (MAVIR, Hungría).

En el panel de expertos de la investigación participan los españoles David Alvira, por Red Eléctrica; y Virginia García Escoin, Teresa Ibáñez Tarragó y Diego Roldán Cabanillas, por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Este comité se reunió los pasados 12 de mayo y 3 de junio y celebrará nuevas reuniones el 23 de junio y el 15 de julio con el objetivo de avanzar hacia su informe final.

Según un comunicado de REN, si se compara con enero de 2024, el consumo creció el 2,1 %, un porcentaje que se reduce al 1,6 % si se tienen en cuenta el efecto de la temperatura y el número de días laborables.

REN indicó que las condiciones meteorológicas fueron favorables para la producción hidroeléctrica y la eólica, con unos índices de productividad del 1,22 y de 1,27, respectivamente.

En lo que respecta a la fotovoltaica, el índice fue de 0,81, aunque su variación anual fue del 38 %, gracias al aumento constante de la capacidad instalada.

En conjunto, la producción renovable cubrió el 76 % de consumo, con la eólica representando el 35 %, seguida de la hidroeléctrica, con el 30 %; la fotovoltaica, con el 6 %; y la biomasa, con el 5 %.

La producción no renovable a través de las centrales de gas natural suplió el 14 % del consumo, mientras que el 10 % restante se abasteció con energía importada.

En el mercado de gas natural, el consumo apenas cambió respecto al enero de 2024, con una ligera caída del 0,5 %, resultado de un crecimiento del 10 % en el segmento de producción eléctrica que casi compensó el retroceso del 4,3 % en el segmento convencional que cubre al resto de consumidores.

El sistema luso se abastece íntegramente a través la terminal de gas natural licuado de Sines, donde se recibe el 70 % de Nigeria y el 30 % de EE.UU. EFECOM

El Banco Central (BCRA) publicólos resultados del Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) correspondiente a diciembre, un informe que incluye las proyecciones de 42 participantes, entre los cuales se cuentan consultoras, centros de investigación locales e internacionales y entidades financieras. Este documento recopila pronósticos sobre variables clave como el dólar, la inflación, el Producto Interno Bruto (PIB) y el comercio exterior, con estimaciones tanto de corto como de mediano plazo.

Proyecciones del tipo de cambio

Según las expectativas de los analistas consultados, el tipo de cambio nominal mayorista alcanzaría un promedio de $1.042 por dólar en enero de 2025, con un incremento mensual del 2,1% respecto de diciembre de 2024. Para diciembre de 2025, el pronóstico ubica el valor del dólar en $1.205, lo que implicaría un aumento interanual del 18,1%, consistente con una variación promedio mensual de 1,4% en todo el año.

Los especialistas más destacados, agrupados en el denominado Top 10, coincidieron en proyecciones similares, situando el tipo de cambio mayorista en $1.043 por dólar en enero de 2025. A mediano plazo, el informe refleja que las proyecciones para el tipo de cambio nominal para diciembre de 2026 implican un incremento anual del 14,7%.

Inflación: una tendencia hacia la desaceleración

El REM de diciembre estimó que la inflación general del último mes de 2024 sería de 2,7%, una baja de 0,2 puntos porcentuales respecto del relevamiento anterior. En términos interanuales, los analistas proyectaron una inflación de 117,8%, ligeramente menor a la estimada en la encuesta previa.

El IPC núcleo, que excluye bienes y servicios con precios estacionales o regulados, mostró una proyección mensual de 2,6% para diciembre de 2024. A lo largo del año, la inflación núcleo alcanzó un 104,3% interanual, manteniéndose en línea con el relevamiento anterior.

Para 2025, los analistas prevén una desaceleración significativa, con una inflación general proyectada en 25,9% interanual. Por su parte, la inflación núcleo se ubicaría en 24,8% interanual, consolidando una tendencia hacia la estabilidad en los precios. A largo plazo, las estimaciones sugieren que la inflación general se reduciría al 15,3% interanual en 2026 y al 10% interanual en 2027.

Expectativas sobre la actividad económica

En términos de Producto Interno Bruto (PIB), el REM anticipó una caída del 2,6% en 2024 respecto al promedio de 2023, una leve mejora de 0,4 puntos porcentuales en comparación con la encuesta anterior. Este ajuste refleja el impacto de la contracción económica registrada en la primera mitad de 2024 y las perspectivas de recuperación en el cuarto trimestre, con un crecimiento trimestral proyectado de 0,9% desestacionalizado.

Para 2025, los participantes del relevamiento proyectaron un crecimiento promedio de 4,5% interanual, mientras que el grupo Top 10 estimó un crecimiento más moderado, de 3,8% interanual. A mayor plazo, las proyecciones para 2026 y 2027 indican tasas de crecimiento del 3,7% y 3%, respectivamente.

Tasa de interés y desocupación

El informe de diciembre marcó un cambio relevante en la medición de la tasa de interés, al comenzar a utilizar la Tasa Mayorista Argentina (TAMAR) en reemplazo de la BADLAR. Los participantes del REM estimaron que la TAMAR promedio en enero de 2025 sería del 34% nominal anual, equivalente a una tasa efectiva mensual de 2,8%. Para diciembre de 2025, la proyección indica una reducción de la tasa nominal anual al 25%, con una caída adicional al 16,87% hacia fines de 2026.

En cuanto a la tasa de desocupación, el REM ubicó la estimación para el cuarto trimestre de 2024 en 7,2% de la Población Económicamente Activa (PEA), una mejora de 0,8 puntos porcentuales respecto del relevamiento previo. Para fines de 2025, los analistas proyectaron que el desempleo bajaría al 7% y se mantendría en ese nivel durante 2026.

Comercio exterior y resultado fiscal

El REM incluyó también proyecciones para el comercio exterior. Las exportaciones totales de bienes (FOB) para 2024 se estimaron en USD 78.910 millones, mientras que las importaciones (CIF) alcanzarían USD 60.593 millones, resultando en un superávit comercial de USD 18.317 millones, un incremento de USD 424 millones respecto del informe previo.

Para 2025, las exportaciones se proyectaron en USD 82.818 millones y las importaciones en USD 67.449 millones, con un superávit comercial de USD 15.369 millones. Hacia 2026, el informe prevé exportaciones de USD 89.000 millones e importaciones de USD 73.060 millones.

En términos de resultado fiscal, las proyecciones para 2025 indican un superávit primario del Sector Público Nacional no Financiero (SPNF) de $11,2 billones, mientras que el promedio del Top 10 eleva esta cifra a $11,8 billones. Para 2026, las estimaciones aumentan a $14,2 billones, consolidando expectativas de superávit en el mediano plazo.

Madrid, 7 nov (EFECOM).- Los cinco operadores europeos de redes de transporte de gas y en el futuro de hidrógeno que son socios en el proyecto del hidroducto H2Med han lanzado este jueves la convocatoria del proceso de 'call for interest', que servirá para conocer las necesidades de infraestructuras de los actores de la cadena de valor del hidrógeno.

Según han informado en un comunicado, la plataforma estará abierta hasta el 18 de diciembre para recibir información que ayudará a optimizar el diseño de la infraestructura y a establecer sus requisitos operativos.

H2med es una iniciativa transnacional entre Portugal, España, Francia y Alemania para conectar las redes de hidrógeno desde la península Ibérica hasta el noroeste de Europa.

El corredor H2med incluye una interconexión de hidrógeno entre Portugal y España, CelZa -Celorico da Beira (Portugal)-Zamora-, con una capacidad de 750.000 toneladas al año, así como un ducto submarino para conectar España con Francia, el denominado BarMar, que conectará Barcelona con Marsella y cuya capacidad será de 2 millones de toneladas al año.

Estas dos interconexiones están incluidas en la lista de Proyectos de Interés Común (PCI), publicada el 8 de abril de 2024.

El objetivo de la 'call for interest' es identificar las necesidades en todas las zonas cubiertas por el corredor, y más concretamente las de las redes troncales nacionales de hidrógeno que los cinco promotores construirán para su puesta en marcha en 2030.

En Portugal, donde se han puesto en marcha ambiciosos proyectos eólicos y solares, el operador de la red de transporte, REN, tiene planificada una infraestructura de hidrógeno capaz de exportar 750.000 toneladas de hidrógeno anuales a través de H2Med.

Enagás, gestor provisional de la Red de Transporte de Hidrógeno, ha recibido la aprobación del Consejo de Ministros para desarrollar, construir y operar la red troncal española de hidrógeno, con 2.700 kilómetros de ductos y dos instalaciones de almacenamiento asociadas, así como para desarrollar conjuntamente con sus socios el corredor H2Med.

En Francia, GRTgaz está trabajando en HY-FEN, un proyecto de conexión de hidrógeno de 1.000 kilómetros que va de Marsella a Obergailbach, en la frontera con Alemania, que servirá para conectar la producción potencial de hidrógeno de la península Ibérica (hasta 2 millones de toneladas al año) con los principales centros de consumo y almacenamiento de Francia y Alemania.

A lo largo de su ruta se añadirán infraestructuras de almacenamiento estratégicas y conectará con otros proyectos también están incluidos en la última lista de proyectos de interés comunitario (PCI).

Por su parte, el otro operador francés, Teréga, lidera el proyecto del corredor suroeste del hidrógeno (HySoW) para transporte y almacenamiento de hidrógeno y con una longitud de 650 kilómetros.

HySow servirá para descarbonizar los grandes polos industriales y centros de movilidad de las regiones de Occitania y Nueva Aquitania, en el suroeste de Francia, y a lo largo de la frontera con España.

Además, proporcionará acceso a volúmenes adicionales de hidrógeno y aportará flexibilidad al corredor gracias a su capacidad de almacenamiento y conectará a HyFEN con el proyecto MidHY, desarrollado por GRTgaz.

En Alemania, el proyecto H2Med servirá para conectar el proyecto H₂ercules, del operador de la red de transporte de gas OGE, que forma parte de la red troncal de hidrógeno germana y está formada por cerca de 9.000 kilómetros que conectan los principales centros de demanda del país.

H₂ercules es una red de 2.000 kilómetros de gasoductos que abastecerá a los consumidores, sobre todo del sur y el oeste de Alemania, con hidrógeno de diversas fuentes: el producido en el país y el importado, principalmente a través de H2Med. EFECOM

Madrid, 9 oct (EFECOM).- Los operadores del sistema gasista de los países que forman parte del proyecto H2Med, el corredor de hidrógeno que conectará la península ibérica con Francia y Alemania, han anunciado este miércoles una manifestación de interés para identificar usuarios potenciales de este corredor.

Según han avanzado Enagás (España), REN (Portugal), Teréga y GRTgaz (Francia) y OGE (Alemania), la 'call for interest' que se lanzará el próximo 7 de noviembre se dirige a interesados con proyectos que ya tengan identificada su ubicación y sus volúmenes de producción y/o comercialización de hidrógeno en estos cuatro países.

Esta manifestación, que será no vinculante, se realizará de manera conjunta entre dichas compañías.

El proceso de registro y participación se realizará a través de una plataforma habilitada. El 7 de noviembre tendrá lugar el 'webinar' de lanzamiento.

El H2Med es un proyecto transnacional que busca conectar las redes de hidrógeno de la península ibérica con las del noroeste de Europa, y cuyo objetivo para 2030 es que el Viejo Continente se pueda abastecer de este vector renovable y asequible.

Se compone de una interconexión de hidrógeno entre Portugal y España (Celorico da Beira-Zamora), así como de un gasoducto submarino entre España y Francia (Barcelona-Marsella).

El 28 de noviembre de 2023, la Comisión Europea incluyó el proyecto en su lista de 166 proyectos estratégicos en el sector energético que pueden recibir financiación europea en un futuro.

Enagás, GRTgaz y Teréga —en cooperación con OGE— firmaron el pasado 25 de junio el acuerdo de desarrollo conjunto para la interconexión BarMar, al tiempo que Enagás y REN formalizaron un acuerdo que refuerza el memorando de entendimiento conjunto para desarrollar CelZa. EFECOM