Las otras claves de la subasta eléctrica del 19 de diciembre
No cabe la menor duda de que la subasta eléctrica que se celebró el pasado 19 de diciembre marcará un antes y un después en el complejo proceso de determinación de los precios de la luz para los distintos agentes que forman parte del devenir de la economía española. Pero al margen de la fórmula que definitivamente ponga en marcha el Gobierno, del debate político-ideológico que subyace debajo de esta decisión o del papel jugado por el Ministerio de Industria, o por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, hay que poner la lupa sobre una serie de factores -básicamente de carácter técnico- que jugaron de manera determinante en la ya famosa y polémica subasta Cesur del 19-D.
1.CONDICIONES METEOROLÓGICAS. Las dos terceras partes del mes de diciembre se caracterizaron, desde el punto de vista metorológico, por el dominio de un potente anticiclón y de la práctica inexistencia de viento. Ello ha provocado, según explican diversas fuentes del sector, que haya habido días del mes en los que tan solo estaban disponibles unos 500 MW de procedencia eólica. Lo habitual en esta parte del año es que la producción de carácter eólico se coloca en una horquilla que va de los 6.000 MW a los 7.000 MW.
2. EL PAPEL DE LAS NUCLEARES. Las centrales nucleares también tuvieron un papel relevante en la resolución de la subasta, según fuentes de las empresas y de la patronal eléctrica. Por ejemplo, Vandellós II (1.087 MW) permaneció fuera de servicio del 28 de noviembre al 18 de diciembre y Almaraz II (1.044 MW) lo ha estado desde el pasado 23 de noviembre. En ambos casos, la razón fue que realizaron paradas programadas, que estaban anunciadas y autorizadas tanto por REE como por el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) con 18 meses de antelación. Mientras tanto, otros puntos de generación de energía de origen nuclear operaron por debajo de su potencia máxima por diversas razones técnicas entre tres y cinco días. Ascó I (1.032 MW) está en el primer caso, en tanto que Trillo (1.066 MW) lo está en el segundo.
3. LOS CICLOS COMBINADOS. La disponibilidad del conjunto de los ciclos combinados fue superior en esos dos primeros tercios del mes de diciembre de este año que en el mismo periodo del ejercicio precedente. Las fuentes consultadas calculan que ese incremento fue del entorno del 5%.
4. COMPORTAMIENTO DEL CARBÓN. La generación procedente de las centrales que usan carbón en el entorno de la subasta del pasado 19 de diciembre estuvo dentro de la normalidad de las fechas analizadas, excepción hecha de la de Compostilla (540 MW). Esta central ha estado funcionando aproximadamente al 30% de su capacidad. De acuerdo con las fuentes consultadas, el motivo de esta disminución ha estado en que la central ha tenido serios problemas en las entregas de carbón previstas procedentes de sus suministradores más destacados, como Hunosa, Uminsa o Coto Minero Cantábrico. Estas dificultades han afectado a más del 90% del suministro de carbón a la central de Compostila. El futuro del sector de la minería ha sido uno de los elementos que ha estado planeando sobre la evolución el mercado energético en los últimos meses, con intensas negociaciones entre el Gobierno central, las comunidades autónomas afectadas, los sindicatos y las empresas.
5. SUMINISTRO DE GAS. Otro de los factores que reseñan las fuentes consultadas a la hora de reconstruir los acontecimientos del 19-D se refiere al gas. Explican que el 13 de noviembre se declaró un incidente de fuerza mayor por parte de Argelia debido a la indisponibilidad de plantas de licuefacción de gas en ese país. Ello repercutió en la exportación de gas licuado. El impacto de este y otros desajustes en las importaciones de gas se sintió en diciembre, mes en el que, según esas fuentes, se dejaron de recibir unos 1.700 GWh.