Las eléctricas rechazan la subasta que la Cartera dirigida por Teresa Ribera ha diseñado para sustituir la antigua interrumpibilidad, suprimida este año por exigencias de Bruselas. La puja, teóricamente neutra, está abierta a plantas de generación, sistemas de almacenamiento y consumidores industriales, pero, en la práctica, sus requisitos solo los cumplen los últimos.
A finales de julio, el Ministerio para la Transición Ecológica (Miteco) sacó a información pública una orden ministerial con el diseño de una Reserva estratégica de respuesta rápida para el respaldo de los servicios de ajuste del sistema eléctrico. Se trata de un mecanismo para evitar apagones mediante un colchón que garantice cubrir la demanda, incluso en situaciones extremas, bien reduciendo el consumo -desconectando fábricas, como la antigua interrumpibilidad-, bien con más energía, producida directamente o procedente de sistemas de almacenamiento.
Esta neutralidad tecnológica, y el hecho de que el colchón -la reserva de potencia y energía- se adjudique con un procedimiento competitivo, apuntan a que el mecanismo, a diferencia de la antigua interrumpibilidad -solo incumbía a la industria-, sí encajará en la normativa de la UE, concretamente en el Reglamento 2017/2195; el Miteco, que así lo entiende, indica a elEconomista que ya está en contacto con Bruselas y que le trasladará la propuesta normativa antes de su aprobación para obtener el aval comunitario.
Según la memoria de la Orden, el tamaño de la Reserva estratégica que se necesita en estos momentos es de unos 1.000 MW. Para adjudicarlos, se organizaría una puja con carácter anual por lotes de 1 MW como mínimo y los adjudicatarios cobrarían una retribución formada por un término fijo -el precio en euros por MWh de la subasta- y otro variable, ligado a la aplicación del servicio de respuesta.
Sin embargo, al analizar las exigencias para participar en esta subasta, aparecen requisitos que, en la práctica, excluyen a todos los participantes, menos a la demanda industrial.
No ofertar al mercado
El primero de ellos es que las instalaciones de generación que formen parte de la Reserva no pueden vender su producción eléctrica en el mercado de generación, también conocido como pool; deben estar a la espera de las órdenes de REE, en tanto que operador del sistema eléctrico, para actuar en caso de necesidad.
Teniendo en cuenta que con el actual sistema eléctrico la Reserva, según el Miteco, se usará muy poco -calcula una vez cada 10 años-, es obvio que ninguna central querrá participar en ella. Por otro lado, las centrales que lo hicieren, tendrían que ser capaces de responder a las órdenes de REE en un plazo inferior a un minuto, algo que sólo pueden hacer las hidroeléctricas, con lo que directamente se excluye a las centrales térmicas de gas.
Alguna eléctrica argumenta que encierra un peligro adicional para las centrales de gas
Para las instalaciones con almacenamiento, los requisitos son igualmente draconianos: se acepta que participen en el pool, pero sólo para ajustar sus compras de energía, y tienen vetado operar en los mercados secundarios de balance en los que se ajusta la oferta y la demanda al margen del pool.
Por el contrario, las instalaciones de demanda -hasta que se desarrolle la agregación de pequeños consumidores, la gran industria interrumpible- sólo tienen prohibido participar en los citados mercados de balance y no pueden disponer generación que cobre por su producción, lo que habilita el autoconsumo.
Las eléctricas, obviamente, rechazan el modelo, y alguna argumenta que encierra un peligro adicional para las centrales de gas, que hoy por hoy son las que respaldan la intermitente producción renovable. A su juicio, si la Comisión Europea aprueba la Reserva, será muy difícil que admita otro mecanismo para retribuir a las centrales por dicha función de respaldo, que les obliga a estar disponibles, pero a generar muy poco, impidiendo que obtengan rentabilidad.
Unos 200 millones anuales
La memoria de la Orden no facilita una estimación del coste de la futura Reserva, aunque varias fuentes consultadas creen que, al ser heredera de la interrumpibilidad, costará aproximadamente lo mismo que ella el año pasado, en que ascendió a 196,2 millones de euros. Llegó a celebrarse una subasta para el primer semestre de este 2020, pero el mecanismo hundió ese importe a menos de 5 millones.
El Miteco, por el contrario, sí ha calculado el ahorro de su servicio frente a otras opciones actuales de los sistemas de ajuste del sistema eléctrico que se basan en el aumento de la generación.
Considerando el precio del CO2 y el actual coste medio de arrancar los ciclos combinados de gas -130 euros por MWh- para que ofrezcan la potencia adicional necesaria, con el escenario actual estima un ahorro de 122 millones al año, que crece hasta los 585 millones si tuviera que usarse durante las 8.760 de todo el año.
