Fuente: El Economista
El próximo 14 de noviembre se celebrará la tercera subasta para la asignación del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) de 2025. Dirigido, principalmente, a consumidores directos en mercado y comercializadoras, se trata de una herramienta que permite al operador del sistema (REE) reducir la potencia de consumo en casos puntuales -con una duración máxima de tres horas al día por proveedor y un preaviso de, al menos, 15 minutos- en los que se identifique que el sistema no cuenta con energías de balance suficientes para mantener el equilibrio entre generación y demanda.
Podrán participar en la subasta aquellas instalaciones que acrediten una capacidad de oferta mayor o igual a 1 MW de cada uno de los CUPS (puntos de suministro) en los periodos de prestación de servicio y que hayan enviado su solicitud de alta en la subasta como fecha tope el 30 de octubre.
Bajo estas condiciones, pueden participar todo tipo de tecnologías de generación, consumo y almacenamiento, aunque los que sean finalmente designados no podrán participar en los servicios de balance. Los que aun no pueden participar en la subasta son los agregadores de demanda.
El periodo de habilitación de proveedores para participar en la subasta finaliza el 4 de noviembre. Los que hayan sido habilitados podrán enviar sus ofertas al operador del sistema desde el 12 de noviembre hasta las 14:00 horas del 13 de noviembre. Una vez celebrada la subasta, REE publicará los resultados provisionales antes de las 11:00 horas del 15 de noviembre. Los proveedores del servicio dispondrán hasta las 13:00 horas para presentar las reclamaciones correspondientes y, una vez resueltas, REE publicará los resultados definitivos antes de las 14:00 horas ese mismo día.
El servicio se prestará desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2025. Según datos de REE, el requerimiento de respuesta activa de la demanda es de 2.116 MW y el total de periodos horarios de prestación alcanza las 4.371 horas. Con la información disponible, se estima que a lo largo del período de prestación del servicio se podrán producir alrededor de 41 órdenes de activación (hasta 123 periodos horarios).
Mayor visibilidad
Una de las dudas que planea desde que se activó la SRAD en 2022 tiene que ver con su continuidad. Recordemos que este servicio de balance ocupó el hueco dejado por el mecanismo de interrumpibilidad, que estuvo activo desde 2013 hasta julio de 2020, cuando Bruselas decidió prohibirlo por sus dudas sobre la compatibilidad del sistema con el marco comunitario de ayudas.
Desde la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE) piden mayor visibilidad. “No puede ser que vayamos de año en año esperando saber si va a haber subastas o no. Sería mucho más efectivo si nos dijesen cuántos años va a estar activo el servicio. Sería muy positivo tener certeza del tiempo qué va a durar, para planificar mejor nuestras inversiones y decidir si nos interesa invertir más para aportar más potencia o ser más competitivos en el servicio”, señala a elEconomista.es Pedro González, director general de AEGE. “Todos los años, a la vuelta del verano -añade González-, preguntamos a REE si va a activar el SRAD y su respuesta es que lo consideran de utilidad, pero que la decisión no es suya”.
El director general de AEGE recuerda que el SRAD no es un servicio estándar. “No existe en Europa, sino que es propio de España. En Portugal hay algo similar, pero en el resto de Europa no. Y esto al regulador europeo no le gusta. Lo que quiere es que todo el mundo tenga las mismas herramientas, pero en lo que el regulador europeo no cae es que no todos los países llevan la misma velocidad en el proceso de descarbonización“.
“Hablamos de una entrada masiva de renovables, que tienen las ventajas que todos conocemos, pero que también generan problemas en el sistema, y lo que estamos viendo es que Red Eléctrica se ve obligada a realizar una gestión mucho más activa del sistema para integrar renovables y, al mismo tiempo, garantizar el suministro, aunque esto suponga arrancar centrales térmicas que contaminan”, añade González.
Riesgo de apagones
Hay tres razones, ya sea juntas o por separado, por las que REE puede activar el SRAD: porque haya menos renovable de la que se esperaba, porque se produzca la caída de un grupo térmico, nuclear o cualquier otro que tampoco se esperaba, o porque los flujos de la interconexión cambien.
En lo que llevamos de año, REE ha tenido que activar dos veces este servicio interrumpiendo el suministro eléctrico a la gran industria para poder equilibrar el sistema. La primera fue el 22 de mayo, a las 21:14 horas. Ese día, el operador del sistema tuvo que desconectar 609 MW (capacidad máxima del SRAD para garantizar el suministro). Las causas fueron, por un lado, una menor producción eólica y una falta de reserva de hidráulica para su despacho y, por otro lado, la parada de dos centrales nucleares. En pocos minutos se logró bajar entre 900 y 1.000 MW. El precio medio ponderado del momento de la interrupción fue de 63,29 €/MWh.
La segunda ocurrió el 10 de julio, a las 22:01 horas. La potencia desconectada también fue de 609 MW. Ese día, el operador tuvo que afrontar una caída del producible eólico de 2.000 MW y un incremento de la demanda del orden de 1.000 MW. El precio medio ponderado del momento de la interrupción fue de 114,42 €/MWh. Ese día, Red Eléctrica priorizó paralizar el suministro eléctrico de la gran industria que mantener activas las centrales de ciclo combinado de gas natural que había disponibles para atender la demanda del sistema.
España afronta un grave riesgo de apagones en 2030, pese al fuerte ritmo de instalación de renovables, si finalmente se cierran los 9.000 MW de centrales de ciclo combinado que las eléctricas quieren desconectar por la falta de rentabilidad económica y se produce el desmantelamiento de las centrales las nucleares. La situación podría agravarse a partir de 2027 si los ritmos de puesta en funcionamiento del almacenamiento no se cumplen.
