La falta de viento y el uso del gas disparan los precios de la luz a 128,8 euros por megavatio hora
Red Eléctrica cortó en dos días el suministro a la industria para equilibrar la demanda, que ha subido por las bajas temperaturas, con la menor producción
La falta de viento; el hecho de tratarse de los días con menos horas de luz; la indisponibilidad de dos centrales nucleares (Ascó I y II) y el incremento de la demanda por las bajas temperaturas está comprometiendo en estos días el equilibrio del sistema eléctrico y provocando que los precios del mercado sigan disparados. Para hoy, sábado, se sitúa en una media de 128,8 euros MWh, según datos del operador del mercado, Omie. En la producción del viernes dominaron los ciclos combinados de gas, que llegaron a representar el 44% en algún momento, mientras que la eólica, debido al anticiclón, bajó del 2% y la fotovoltaica en algo más del 3%. Incluso, algo excepcional, el operador del sistema, Red Eléctrica, llegó a tirar de la escasa producción con carbón que aún queda.
En este sentido, el miércoles y el jueves de esta semana, a las 18.30, el operador procedió a la activación del servicio de respuesta activa de la demanda (SRAD), antigua interrumpibilidad. Este servicio supone que una veintena de compañías o proveedores, ganadores en las subastas celebradas con este fin, se prestan a que se les corte la energía, previo aviso de 15 minutos, y por un máximo de tres horas. Recibirán este año 143 millones y 283 millones en 2025. Según Red Eléctrica, la continuidad del suministro no se vio en ningún momento comprometida con la interrupción, que se aplicó unas 2,5 horas cada uno de los dos días, y con la que se pretendía “garantizar los niveles de reserva establecidos en los procedimientos de operación en respuesta a una situación puntual en la que se vieron reducidos los recursos disponibles en el sistema”.
Según fuentes del mercado, “la energía nuclear da estabilidad al sistema, por lo que cuando no está en todo su potencial provoca que tecnologías más caras casen en el mercado, encareciéndolo”. Ante la incapacidad de las renovables y la nuclear para cubrir todo el consumo, los ciclos combinados marcan precio en muchos momentos del día. Y desde octubre el principal índice europeo de este combustible (el TTF neerlandés) ha pasado de poco más de 20 euros por MWh a rondar los 50 euros MWh. Aproximadamente, por cada euro de aumento en la cotización del gas, el precio de la luz sube dos euros.
Ante esta situación, las exportaciones a Francia, Portugal y Marruecos desaparecen en muchas horas, pues ante la falta de electricidad en el país, es inviable transferirla fuera. Aunque, según las mismas fuentes, las interconexiones deberían estar precisamente para dar apoyo mutuo en situaciones de riesgo de suministro, REE ha debido reducir la capacidad de exportación para suministrar a la demanda interna, a pesar de que los precios de la electricidad en el resto de Europa son más elevados que en España.
El sistema eléctrico peninsular cuenta con cerca de 609 MW de potencia interrumpible este año para garantizar el equilibrio entre generación y demanda y mantener el adecuado nivel de reserva del sistema en caso de necesidad. Estos se asignaron en la subasta que se celebró el 4 de diciembre del año pasado.
Los adjudicatarios se comprometen a reducir su consumo con una duración máxima de tres horas cuando sean requeridos para ello a cambio de una retribución. En la subasta del año pasado celebrada por REE se presentaron 19 proveedores (en algunos casos, también agrupaciones). Países como Francia, Portugal y Reino Unido cuentan también con distintos mecanismos de participación explícita de la demanda que permiten aprovechar estos recursos para cubrir las necesidades de flexibilidad del sistema.
Garantías para el sistema
El llamado paquete verde comunitario de 2019 eliminó la antigua interrumpiblidad y los llamados pagos por capacidad, a la espera de una reforma de los mismos, tras su puesta en cuestión. Dos caras de una misma moneda que se utilizaba para facilitar la operación del sistema en momentos complicados, a modo de seguro: por el lado del consumo, en el primer caso, las empresas industriales (ahora se ha extendido también a las de servicios), recibían una compensación por permitir parar su producción para bajar la demanda; por el lado de la oferta o producción, las centrales de gas recibían también una ayuda, los citados pagos por capacidad, por estar disponibles para el sistema, dado que las escasas horas en que trabajan las hacen poco rentables.
Sin embargo, debido a la pandemia a partir de 2020, el sistema de interrupción, bautizado como SRAD, fue recuperado, aunque se mantuvo con la misma configuración para los sistemas extrapeninsulares, que recibirán de los cargos de la tarifa casi 10 millones de euros. El resto, hasta los 282 millones, los incluye Red Eléctrica en los pagos que hace a las comercializadoras, que lo trasladan al consumidor.
No así se recuperaron los pagos por capacidad (ahora, mecanismos por capacidad) que siguen sin ser regulados por el Ministerio para la Transición Ecológica, que ha prometido que lo hará el próximo enero. En este caso, el mecanismo se extenderá a todas las tecnologías, no solo a los ciclos combinados y, según los expertos, resultará más barato que el SRAD.