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En general, se necesita un proceso de planificación de seguridad de
la energía a mediano plazo que incluya interrupciones planificadas
de redes y centrales eléctricas, niveles de almacenamiento
hidroeléctrico y condiciones de mercado.

a diversas razones. Por lo tanto, se realiza un pronóstico de evaluación de seguridad continuo cada 15
minutos por un periodo que comprende las 4 horas
posteriores. Los operadores pueden entonces decidir qué contramedidas emplear y en qué secuencia
(preventiva, correctiva) para garantizar la seguridad.
Aquí también se suelen aplicar primero las medidas
topológicas, si están disponibles, que son determinadas principalmente por los operadores según la
experiencia o de acuerdo con metodologías de simulación. Si no hay una medida topológica adecuada
disponible, se realiza el redespacho dentro de Suiza
o, si no hay una medida de redespacho nacional disponible, se realiza el redespacho fronterizo con los
GRT cercanos.

El mantenimiento de los activos de transmisión
El mantenimiento de los activos de transmisión normalmente tiene lugar en los meses de verano, ya que las condiciones medioambientales son más favorables en esa época,
especialmente en los Alpes, y la demanda de electricidad es
más baja en verano, cuando no se necesita la disponibilidad
de todas las centrales eléctricas.
El proceso sigue un enfoque ascendente: los activos de
transmisión se agrupan de acuerdo con la región, y el gerente
regional envía las solicitudes de mantenimiento para su
aprobación. El equipo de planificación operativa revisa las
solicitudes en orden de envío aplicando suposiciones aproximadas sobre las condiciones esperadas del sistema, ya que
no se conoce ni se ha pronosticado con precisión el estado
del sistema a futuro. Esto quiere decir que, además, hay poca
información sobre la supuesta disponibilidad de posibles
medidas correctivas.
Asimismo, las centrales eléctricas anuncian sus programas de mantenimiento de forma individual. Se considera su
indisponibilidad para la evaluación de seguridad del sistema,
aunque el GRT tiene solo una función consultiva en la reprogramación, con la única excepción de que se contraten a las
centrales eléctricas para la capacidad operativa de arranque
en negro y modo de isla.
Nótese que el intercambio de datos con GRD solo ocurre de forma limitada en la etapa de planificación. De este
modo, cuando se realiza el mantenimiento en la red de distribución, el sistema de transmisión puede verse afectado en
tiempo real sin que el GRT lo sepa en detalle.
marzo/abril 2021	

Acontecimientos históricos de la red
en el sistema suizo
Aunque la filosofía operativa actual ha sido en gran medida
exitosa en el mantenimiento de la seguridad del suministro
de energía, algunos acontecimientos recientes de la red han
mostrado riesgos potenciales cada vez mayores debido a la
evolución de los cambios a los que está sujeto el sistema. En
esta sección se analizan algunos acontecimientos recientes
e intentos por identificar aspectos relevantes de la filosofía
operativa que podrían perfeccionarse para manejar mejor
situaciones como estas en el futuro.

La situación del invierno de 2015-2016
En diciembre de 2015 se registró una situación complicada
de suministro y de la red debido a una serie de circunstancias. Las condiciones de sequía durante el verano y el otoño
provocaron que hubiera una menor generación eléctrica de
las centrales de curso de río. Los niveles de llenado de las
centrales de almacenamiento hidroeléctrico publicados por
la Oficina de Energía suiza estaban por debajo del promedio anual a largo plazo. Además, los reactores de potencia
nuclear Beznau 1 y 2 en el nivel de 220 kV estaban fuera
de operación, totalizando 720 MW de alimentación eléctrica
perdida.
La producción base que se perdió de las centrales
nucleares y de curso de río tuvo que ser compensada con
importaciones y producción de centrales de almacenamiento hidroeléctrico. Pese a que el suministro de los consumidores suizos es mayoritariamente por el nivel de 220
kV, hasta el 85 % de la potencia importada llega por el nivel
de 380 kV durante el invierno. Dado que la capacidad de
transmisión entre el nivel de 380 y 220 kV era limitada,
aumentó el riesgo de que hubiera una merma prematura en
los embalses de almacenamiento hidroeléctrico (la mayoría de ellos están conectados a la red de 220 kV), seguido
de una falta de suministro de energía. El problema se intensificó debido a los precios bastante altos de la energía al
comienzo del invierno, lo que produjo que muchas centrales de almacenamiento hidroeléctrico a menudo exportaran
energía. Una ilustración del problema relacionado con las
fuentes de producción limitada en la red de 220 kV se presenta en la figura 1.
Para mitigar estos problemas, se realizó una conexión
temporal del transformador en Laufenburg que permitía la
transformación entre las redes de 380 y 220 kV, y se puso
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Contents
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