Red Eléctrica paga 143 millones de euros a la industria para que se eviten apagones en 2024
Las fábricas recibirán esta cantidad fija, más otra variable. El pasado año el desembolso fue de 95 millones de euros
La presidenta de Red Eléctrica, Beatriz Corredor. | Europa Press
Red Eléctrica pagará 143 millones de euros a diversas fábricas de España para evitar apagones durante el año 2024. Este mecanismo de subasta -que es conocido como el servicio de respuesta activa de la demanda- permitirá al operador del sistema contar con un número suficiente de instalaciones industriales del país que tendrán que interrumpir en los próximos meses, y a la mayor brevedad posible, su demanda energética para frenar la escasez de energía si así fuese necesario.
Este martes, Red Eléctrica publicó los resultados de la subasta celebrada el pasado 4 de diciembre. Un instrumento que recuperó hace un año la ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera. El número de megavatios totales asignados fue de 609, la cantidad por la que se pagó cada uno fue de 40,82 euros y el número de horas a prestar ha sido de 5.745. Si multiplicamos estas tres cifras, observaremos que la cantidad que desembolsará Red Eléctrica a la industria llegará a los 143 millones de euros.
Una subasta cuyo precio ha sido sensiblemente inferior al del pasado año, que se situó en los 70 euros megavatio. Un número que contrasta con la cantidad de horas, que se ha multiplicado: de 2.714 a 5.745 horas. Así, en esta nueva subasta las fábricas recibirán por estar dispuestas a no consumir unos 234.500 euros el megavatio durante un año. Una cantidad muy superior a la del año pasado, que se situó en los 189.898 euros el megavatio.
Las fábricas recibirán esta última cantidad más un variable en caso de que sean necesarias interrupciones. Una cantidad que llegó a estar en 500 millones de euros hace unos años con el antiguo mecanismo de interrumpibilidad. El comunicado del operador del sistema también añade que «en total participaron 19 proveedores (que son las comercializadoras en representación de las industrias, que reciben un beneficio que depende del contrato de cada fábrica con esta)».
Tensión en el sector
El coste total de la última subasta (entre fijo y variable) alcanzó los 95 millones de euros. Esta situación crea un dilema dentro del sector. Así, voces autorizadas comentan a este periódico que construir o mantener los ciclos combinados (es decir, el lado de la oferta) sería mucho más económico que subvencionar a la industria (el lado de la demanda) para mantener el sistema sin riesgo de apagones.
«Nos sería mucho más barato incluso construir un ciclo combinado. Si dividimos esta inversión entre el número de años que vive un ciclo y le añadimos la carga financiera nos sale 80.000 euros megavatio/año. Pero tenemos un montón de ciclos que no se usan, a los que solo habría que pagarles el mantenimiento y la operación fija, que eso costaría en torno a los 16.000 euros megavatio/año. En lugar de utilizar un ciclo disponible para que nos cubra la escasez, lo que tenemos es una demanda cobrando muchísimo más», aseguran fuentes del sector.
Situación de Naturgy
Para algunas energéticas, las plantas de ciclo combinado no son del todo rentables. Así, hace unas semanas se conoció que Naturgy había ganado una sentencia porque solicitó la hibernación de varios ciclos combinados suyos después de solicitarlo a la Dirección General del Ministerio y a la Secretaría del Estado. El Tribunal Supremo concluyó que la legislación española entiende que el doble silencio es positivo y permitió el cierre temporal de las plantas. No obstante, rechazó que tuviese que ser indemnizada.
El pasado mes de septiembre se activó por primera vez -y única- el servicio de respuesta activa de la demanda. Una parada en la central nuclear de Ascó (Tarragona) por una serie de problemas técnicos empujó al operador del sistema eléctrico a buscar más megavatios. Por lo que en las últimas horas del día, entre las diez de la noche y la una de la madrugada, la industria dejó de consumir para poder garantizar el suministro en el país.
Una planta industrial cobra si cumple una serie de hitos diarios, donde se le pide que demuestre su disponibilidad para interrumpir la actividad en caso de que se active el mecanismo. Por otro lado, la parte variable se da cuando se necesita de verdad el servicio de interrumpibilidad y se cobra a través de los precios de los mercados terciarios (que es lo que piden las generadoras por incrementar su producción a determinadas horas).
