España se lanza a reforzar uno de los escudos que evitan grandes desajustes en el sistema eléctrico. La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) prepara la aprobación de una reforma del sistema que sirve para reducir el consumo de electricidad en caso de urgencia con la que busca agilizar y ampliar su alcance, con el objetivo de que las nuevas medidas estén plenamente en vigor ya el próximo año.
España puso en marcha durante la crisis energética un mecanismo que permite forzar la parada de grandes fábricas industriales para recortar rápidamente el consumo de electricidad en caso de que haya riesgo de desajustes graves en el sistema eléctrico. Y en plena resaca del histórico apagón de abril, todos los mecanismos para garantizar la continuidad y el correcto funcionamiento de todo el sistema eléctrico están bajo lupa.
El Sistema de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) no está concebido específicamente para evitar grandes apagones. El sistema busca garantizar que el mercado eléctrico tenga reserva de energía suficiente en sus servicios especiales de ajuste, reduciendo la demanda en caso de que exista riesgo de que la producción eléctrica prevista no sea suficiente para cubrir con todas garantías la demanda prevista y tener suficiente margen de reserva.
La CNMC ha abierto una consulta pública para aprobar lo antes posible una reforma del sistema a petición de Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema eléctrico y encargado de gestionar este mecanismo. Unos cambios en el funcionamiento del sistema para reducir el tiempo en que las fábricas tienen que frenar su actividad, aumentar el número de factorías obligadas a parar permitiendo que participen plantas más pequeñas y dar mayor flexibilidad al servicio.
REE ya realizó su propio proceso de consulta pública sobre los cambios del sistema en marzo y cerró el plazo para que pudieran hacer comentarios los agentes del sistema eléctrico implicados el 30 de abril, dos días después del histórico ‘cero energético’. Posteriormente Red Eléctrica hizo una propuesta formal de reforma del SRAD y la trasladó a la CNMC. Y ahora Competencia está realizado su propio trámite de audiencia, que cerrará la próxima semana y que incluye todas las propuestas de cambios realizadas por REE y también otras de cosecha propia del organismo.
Red Eléctrica ha venido celebrando subastas anuales en busca de factorías industriales o compañías energéticas dispuestas a parar a momentos su actividad en caso de emergencia a cambio de recibir una retribución millonaria. Las compañías ofrecen en la subasta una cantidad de potencia eléctrica que pueden dejar de utilizar durante unas horas y el precio al que están dispuestas a dejar de funcionar.
La compañía comandada por Beatriz Corredor ha celebrado ya tres subastas desde la puesta en marcha del servicio, y hasta ahora tenían carácter anual. Entre los cambios que pretenden introducirse en el mecanismo figura que a partir de 2026 la celebración de las subastas sea cada seis meses (para ajustarse a la nueva normativa de la UE al respecto) y con la posibilidad de convocar pujas para periodos aún más cortos con una autorización especial de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
Parones de fábricas más rápidos
El sistema de respuesta activa de la demanda está diseñado para aplicarse sólo en momentos puntuales para asegurar la continuidad del suministro en situaciones de escasez de energía en servicios concretos de ajuste del mercado eléctrico (como la reserva de sustitución o la regulación terciaria). La CNMC y Red Eléctrica pretenden ahora poder ejecutar las paradas forzosas de las factorías más rápidamente y poder reactivarlas de manera más ágil.
La reforma del mecanismo contempla reducir a sólo 12,5 minutos el plazo máximo de que disponen las fábricas para parar desde que reciben la orden, frente a los 15 minutos de preaviso de que disponen actualmente. Y también se quiere reducir la duración máxima de la parada de las instalaciones industriales, desde las tres horas actuales de apagado máximo a sólo dos horas.
La reforma en ciernes también contempla una flexibilización de las condiciones del servicio para que participen más fábricas permitiendo la entrada de factorías más pequeñas que hasta ahora. Actualmente sólo pueden participar en el SRAD empresas que puedan ofrecer una capacidad de recorte de la demanda de un megavatio (MW) o más. A partir de ahora las industrias con al menos una potencia de 0,1 MW podrán unirse para presentar ofertas conjuntas en la subasta sumando paquetes de al menos 1 MW.
Sin paradas en lo que va de año
REE ha tenido que utilizar este servicio en cinco ocasiones en los últimos dos años (una en 2023 y cuatro el año pasado), pero aún no lo ha activado en lo que va de año. En esas ocasiones Red Eléctrica ordenó frenar la actividad de empresas industriales y en la mayoría de los casos fue para hacer frente a situaciones en que habían parado de manera inesperada centrales nucleares y en que las renovables estaban teniendo una aportación de producción de electricidad por debajo de lo esperado.
Desde Red Eléctrica siempre se ha negado que en las ocasiones en que se activó el SRAD (las últimas veces fue en el pasado diciembre, cuando tuvo que hacerlo dos días consecutivos) que en ningún momento hubiese habido riesgo de apagón, subrayando que lo que buscaba el sistema es hacer ajustes en el mercado eléctrico para mantener un margen suficiente de reserva para cubrir todas las necesidades de consumo y que siempre funcionó perfectamente.
Red Eléctrica celebró la última subasta en busca de empresas dispuestas a parar su actividad el pasado noviembre para cubrir el servicio durante todo 2025. El objetivo es que ya en 2026 se celebren dos pujas para cubrir el mecanismo por semestres. El resultado de la última subasta fue que cerca de una veintena de grandes grupos industriales percibirán este año una retribución fija de 283 millones de euros, el doble que el año anterior, a los que se sumarán pagos puntuales cada vez que sean obligadas a dejar de funcionar en función del precio del mercado eléctrico del momento.
El coste se disparó porque de cara a este 2025 subía el precio medio de la electricidad y también el volumen la potencia eléctrica afectada, y a pesar de que se reduce el número de horas en que pueden pararse las fábricas. La retribución de 283 millones de este año se sumaba a los 237 millones ya abonados en los dos ejercicios anterioes (94,3 millones en 2023 y 143 millones en 2024). En total, los clientes españoles pagarán en tres años a través de su recibo de luz 520 millones a fábricas dispuestas a parar, además de los pagos variables cada vez que se activa de manera efectiva el escudo de protección.
Las fábricas que reciben la orden de parar o reducir su actividad han solicitado participar de este sistema de forma voluntaria a cambio de una retribución fija millonaria cada año, y de otra variable en función del número de veces en que se activa el mecanismo y el precio de la electricidad en esos momentos. Un sistema de reacción que resulta mucho más barato que otras opciones para resolver posibles desajustes, como por ejemplo activar centrales de gas para elevar la producción, según destacan desde REE.
Precisamente desde el apagón y durante los últimos meses, Red Eléctrica está aplicando un modo de operación reforzada para dar más estabilidad al funcionamiento del sector y reducir al mínimo la posibilidad de un nuevo colapso. Una fórmula que da robustez adicional a la red frenando un poco el uso de las renovables y primando la utilización de energías tradicionales, especialmente las centrales de gas. Y es por eso que esta seguridad extra está implicando un coste extra en el precio final de la electricidad y una ligera subida en el recibo de luz de millones de hogares. Red Eléctrica está utilizando de manera más intensa las denominadas ‘restricciones técnicas’, un mecanismo que permite al operador intervenir el mercado eléctrico para que más plantas de generación de energías tradicionales estén disponibles para producir electricidad estos días.
La factura milmillonaria de la ‘interrumpibilidad’
El actual servicio de respuesta activa de la demanda vino a sustituir al antiguo programa de interrumpibilidad que estuvo vigente en España durante más de una década, desde 2008 y a 2019. El nuevo sistema busca evitar desequilibrios entre generación y demanda en el conjunto de España integrándose en los propios servicios de ajuste del sistema, mientras que la anterior interrumpibilidad era un escudo para situaciones de seguridad de carácter local tanto por falta de suministro o por grandes subidas del precio de la electricidad. En el actual servicio participan apenas una veintena de compañías, el antiguo sistema retribuía a más de un centenar de grandes factorías.
El servicio de interrumpibilidad tuvo un coste que se cargaba en los recibos de la luz de un total de 5.258 millones de euros durante los doce años en que funcionó (en 2019 el importe fue de unos 200 millones de euros, pero en ejercicios previos se superaban de manera permanente los 500 millones anuales e incluso en 2014 se rozaron los 660 millones de euros).
Entre 2008 y 2017, toda una década, Red Eléctrica casi no utilizó el sistema de interrumpibilidad, ordenando en todo ese tiempo el paro forzoso de fábricas durante sólo cinco horas (aunque las factorías debían atender de manera obligatoria a paradas para realizar comprobaciones de que el sistema funciona bien, a razón de unas 88 horas por año).
En los dos últimos años en que estuvo vigente, una reforma legal impulsada por el Gobierno de Mariano Rajoy facilitó la activación del sistema por motivos económicos, para evitar fuertes subidas del mercado eléctrico por desajustes entre oferta y demanda. En 2018 la interrumpibilidad se activó en 50 ocasiones, en 2019 sólo funcionó tres veces.