Fuente: The Objetive
Red Eléctrica ya ha publicado en su página web la activación del mecanismo que recuperó la ministra Teresa Ribera el pasado año, conocido como servicio de respuesta activa de la demanda. Así, el pasado lunes 4 de septiembre, y tal como adelantó THE OBJECTIVE, el operador del sistema llamó a algunas fábricas -autorizadas para llevar a cabo este servicio por ganar una subasta el pasado año- para que interrumpiesen a la mayor brevedad (15 minutos) su demanda energética para evitar apagones tras un fallo en la central nuclear de Ascó.
A la espera de que se convoque una nueva subasta para los próximos meses, en concreto hasta el 31 de diciembre de 2024, ya se puede ir desmenuzando los primeros datos económicos de este nuevo instrumento. Así, el coste total para el sistema -tanto fijo como variable- de este instrumento ha sido de 95 millones de euros.
A través de los datos de Red Eléctrica podemos ver que la potencia activada durante el proceso del pasado lunes alcanzó los 497 megavatios hora, la máxima que se permitió en la subasta, y que, además, provocó la interrupción de 1.424,7 megavatios hora de energía. Teniendo en cuenta que el precio de la terciaria (que es lo que piden las generadoras por incrementar su producción a determinadas horas) fue de 133,19 euros el megavatio hora, el coste variable de la puesta en marcha del mecanismo ha sido de 189.755 euros.
A este coste variable hay que añadirle los fijos por tener sus plantas durante todo el año disponibles, y que es cobrado por las industrias cada mes. Así, si atendemos a los datos del operador del sistema de octubre de 2022, cuando se informó sobre la subasta del nuevo mecanismo, observaremos que el precio de esta fue de 69,97 euros por cada megavatio asignado y hora para estar disponible. Si multiplicamos esta cantidad por el total de horas disponibles (2.714 horas) nos saldrá el coste fijo por cada megavatio, cuya cantidad alcanza los 189.898 euros. Teniendo en cuenta que se adjudicaron 497 megavatios, el coste fijo total del servicio ha sido de 94,3 millones de euros, que sumado a los variables ronda los 95 millones de euros.
Este instrumento para aquellas industrias que pueden modular su carga de trabajo es atractivo porque le supone ingresos adicionales a su actividad. Como la parada dura entre dos o tres horas, permite a la fábrica volver a arrancar sin tener unas pérdidas graves o una probabilidad de avería en las instalaciones.
Un escenario que puede abrir de nuevo el debate de si se introducirá un pago parecido al que recibe la demanda en el lado de la oferta, es decir, de la generación. Una situación que tendrá aún más interés cuando se vaya sustituyendo -como así apunta la hoja de ruta del actual Gobierno- la energía nuclear por el gas. Existen muchas plantas de ciclo combinado que tienen un papel esencial para cubrir el hueco que dejará la nuclear, pero algunos expertos apuntan que necesitarán un pago parecido, porque si no será muy costoso para las empresas tener plantas ociosas a la espera de que surjan problemas de escasez de energía.
No obstante, en 2019 la Unión Europea criticó los pagos de capacidad que había en nuestro país por ir destinados exclusivamente a las generadoras y también atacó la interrumpibilidad de la demanda, porque, decían, era un pago ad hoc para las industrias. Para ello, instó, a través de un reglamento en 2019, a crear un mecanismo de capacidad que integrara a la generación y a la demanda para que hubiese instrumentos disponibles en las horas punta para cubrir esos desbalances entre la oferta y la demanda.
El mecanismo creado por Ribera el pasado año se centró solo en el lado de la demanda, introduciéndolo en el Real Decreto-ley 17/2022 del 20 de septiembre, y lo justificó por el complejo escenario energético. «Es necesario por la extraordinaria y urgente necesidad de contar, a la mayor brevedad posible, con un mecanismo que permita garantizar el suministro de energía eléctrica, máxime en un contexto geopolítico y energético de alta incertidumbre como el actual, en el que el abastecimiento de determinadas materias primas a nivel europeo puede verse comprometido. Además, a lo anterior su suma la situación de sequía generalizada en el conjunto del territorio nacional, lo que provoca una fuerte reducción del producible hidráulico y en última instancia una evidente limitación en términos de flexibilidad para el conjunto del sistema eléctrico», se desprende del decreto.