Fuente: El Economista
Red Eléctrica ha solicitado ya hasta en cuatro ocasiones, la entrada en juego del servicio de interrumpibilidad por 1.921 megavatios hora, según recoge la web de e-Sios al cierre de esta edición. La primera solicitud se produjo el 6 de enero, a la una de la tarde, por 479 megavatios hora. Al día siguiente, 7 de enero, se produjo la segunda, concretamente a las 11 de la mañana, por 451 megavatios hora. Dos días después, el 9 de enero, la petición se realizó en dos ocasiones, una a las 12 del mediodía por 494 megavatios hora y otra a las cinco de la tarde por 497 megavatios hora. | Más noticias en la revista digital gratuita elEconomista Energía.
Las solicitudes se han ajustado a la normativa. Por un lado, en ninguno de los casos se ha superado la cantidad máxima de 500 MWh para la aplicación del servicio de interrumpibilidad por criterios económicos -la cantidad mínima es de 200 MWh-. Por otro lado, se ha llevado a cabo un sistema de turnos rotatorios entre el total de proveedores como criterio de orden a la hora de requerir su activación, de manera que el 6 de enero se estima que detuvieron su producción entre un 20 y un 25% de las empresas que prestan este servicio, el día 7 le tocó el turno a otros proveedores y el día 9 a otro porcentaje. En el caso de que el operador volviera a requerir más potencia interrumpible por este motivo, volvería a repetirse el ciclo, una vez que todos los proveedores hayan recibido una primera orden de interrumpibilidad.
Incertidumbre a partir de junio
Hasta la aprobación de la nueva normativa, el servicio de interrumpiblidad en España sólo se ha aplicado como medida cautelar para garantizar el suministro de energía de una zona específica cuando se había producido algún incidente a fin de evitar problemas mayores, tal y como sucedió durante dos horas en junio de 2016 cuando se averió un transformador de la subestación de Soto de Ribera (Asturias) o durante tres horas en la noche del 2 al 3 de octubre de 2017 debido a un incidente en la central térmica de Aboño II, también en Asturias. En ambos casos, las afectadas fueron Arcelor, Alcoa y Asturiana de Zinc (Azsa), las tres mayores empresas industriales de la región. Esta medida no se tomaba en la zona desde hace prácticamente una década.
Esta situación se produce 15 días después de que se celebrara la última subasta para la asignación de potencia interrumpible para los grandes consumidores, en la que Red Eléctrica asignó ocho bloques de 90 MW y 376 bloques de 5 MW, que se ha traducido en una potencia interrumpible de 2.600 megavatios. El precio medio de asignación fue de 235.167 euros megavatio año para los productos de 90 MW y de 108.245 euros megavatio año para los de 5 MW. La media ponderada de asignación se situó en los 143.393 euros megavatio año.
La principal diferencia respecto a las subastas celebradas en años anteriores es el periodo de vigencia de la misma, al reducirse de un año a cinco meses, comprendiendo desde el 1 de enero hasta el 31 de mayo del presente año; una decisión que, ya en su día, causó una gran preocupación entre las industrias electro-intensivas españolas.
La subasta se celebró en Valladolid justo antes de Navidad -entre el 18 y el 20 diciembre-, en la que participaron 128 consumidores; sin embargo, su resultado «supone un importante varapalo para la industria electro-intensiva porque, en términos anuales, se ha producido un recorte de la retribución del servicio de 152 millones de euros, lo que supone un 30% menos que en la de 2017 -86 millones por la reducción del precio medio del servicio y 66 millones por la reducción de potencia asignada- ya que, de momento, no está garantizado que haya una nueva subasta para el periodo de entrega del 1 de junio al 31 de diciembre de 2018», ha señalado a elEconomista, Fernando Soto, director general de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (Aege). Además, 11 de las fábricas proveedoras del servicio se han quedado sin contraprestación.
Al haber menor retribución, explica Soto, «los industriales pueden mitigar en menor medida el gran diferencial de precio del mercado eléctrico en España con respecto al que hay en Alemania o Francia -entre 10 y 15 euros megavatio hora- y, por tanto, es necesario trabajar para revisar ese mercado haciéndolo más competitivo y ayudar, así, a reducir la pérdida de competitividad a la que se está viendo abocada nuestra industria, sobre todo si tenemos en cuenta que la situación para 2018 no es nada halagüeña, con un precio eléctrico para 2018 de 52 euros/MWh, similar al de 2017». Una manera de mitigar ese diferencial son las compensaciones por costes adicionales derivados de la financiación de las renovables que, según recuerda Aege, «están previstas en los Presupuestos por valor de 131 millones pero que, a día de hoy, desconocemos por qué no se han recibido».