El (sobre)coste de garantizar la luz

El Gobierno presume de que España cuenta con un buen sistema eléctrico. Al menos, en lo que se refiere al mix energético (amplia variedad de tecnologías de generación), despliegue de redes y capacidad de suministro. Y es cierto. Es difícil que en España se produzcan apagones -contingencias metereológicas al margen- por sobrecargas en la red debido a un exceso de demanda. Y eso responde a dos motivos: primero, a que actualmente la potencia instalada supera con creces la demanda punta de energía. Segundo, por los mecanismos que el sistema dispone para garantizar en todo momento el suministro eléctrico, bien sea por una menor producción de energías renovables, o por averías en la red del transporte.

Uno de ellos es el servicio de interrumpibilidad. Se trata de una herramienta de gestión de la demanda para dar una respuesta rápida y eficiente a las necesidades del sistema eléctrico en situaciones de emergencia. Consiste básicamente en que una serie de grandes consumidores de energía (empresas siderúrgicas, químicas, cementeras, papeleras, etc...) se ponen a disposición del sistema para interrumpir su consumo cuando el operador (Red Eléctrica de España) lo ordene.

Para poder prestar el servicio, estas empresas (144, a 1 de marzo de 2013) deben acreditar una determinada potencia de consumo, y también están obligadas a adaptar éste a los periodos de menor demanda eléctrica (noches y fines de semana). Una serie de ajustes que, según la industria siderúrgica, «han requerido cuantiosas inversiones económicas y grandes cambios organizativos». En contraprestación a este servicio, las empresas reciben una remuneración que se carga en los costes regulados del sistema (peajes). El año pasado (y según estimaciones de la ya extinta CNE) esa cantidad ascendió a casi 750 millones.

En un sector como el eléctrico, con tantos intereses cruzados y puntos de vista irreconciliables, resulta muy difícil llegar una conclusión sobre si en estos momentos es necesario o no mantener un servicio que supone una carga más en los ya disparados costes eléctricos. El caso es que el Gobierno considera que, cuando menos, hay que revisarlo. En primer lugar, pretende reducir los pagos por interrumpibilidad en unos 200 millones. Además, adjudicará este servicio a través de un mecanismo de subastas de forma que «se endurecen los requisitos para ser acreditados como prestadores del servicio, y hace muy difícil en algunos casos la mera prestación del servicio, al exigir garantías de programación incompatibles con la actividad industrial de las empresas», denuncia la Unión de Empresas Siderúrgicas (Unesid).

La asociación recurrió hace dos semanas ante los tribunales la orden ministerial que modifica el régimen de interrumpibilidad, y pidió su suspensión cautelar «por los graves daños que su implantación puede suponer para la industria siderúrgica española, que corre el riesgo de cierres definitivos de instalaciones». El sector considera que los pagos por interrumpibilidad, aparte de retribuir un servicio que se presta, contribuyen a paliar los altos costes energéticos a los que tienen que hacer frente. De hecho, grandes empresas como Siderúrgica Sevillana advierten de que la nueva regulación reducirá sus ingresos de unos siete u ocho millones anuales a poco más de 650.000 euros, lo que compromete seriamente su futuro.

Más allá de los propios interesados, hay expertos que defienden la utilidad de un mecanismo que sirve «no para la cobertura de la demanda eléctrica, sino para poder recurrir a medidas de gestión del sistema que, en caso de no haber interrumpibilidad, no se podrían implementar. Es decir, que no se trata sólo de interrumpir el suministro en un momento concreto», explica Jorge Fabra Utray, presidente del operador del sistema entre los años 1988 y 1997. Las grandes empresas consumidoras de energía eléctrica explican que viene a ser como una especie de seguro. «Y no porque nunca hayas tenido un siniestro dejas de contratar un seguro de automóvil», razonan.

El caso es que es imposible saber cuántas veces, y de qué manera se ha empleado este mecanismo, ya que la información al respecto es confidencial. Sí fue necesario echar mano de él a comienzos de la pasada década, ante circunstancias extremas de una gran demanda y averías técnicas, y cuando la potencia eléctrica instalada en España era muy inferior a la actual. Pero desde aquel episodio puntual se ha utilizado «en muy pocas ocasiones», aseguran fuentes de Red Eléctrica.

Ciclos combinados

Las centrales de ciclo combinado son un ejemplo de errónea planificación energética, tanto por parte del Gobierno como de las empresas del sector. Esta tecnología -que tiene en el gas su principal motor de funcionamiento- experimentó su florecimiento a principios de la pasada década, cuando se estimaba un aumento imparable de la demanda eléctrica, y antes de la definitiva eclosión de las energías renovables.

El hecho de que las tecnologías limpias tengan preferencia a la hora de vender su energía producida en el mercado, unido al descenso de la demanda de electricidad en los años de crisis, han dejado a los ciclos combinados sin 'hueco térmico'. A finales de diciembre, la potencia instalada de estas centrales era de 27.000 Mw, aproximadamente una cuarta parte del total. Y lo cierto es que entre todas sólo funciona al 10% de su capacidad.

Las empresas dueñas de los ciclos -las cinco grandes eléctricas, GDF Suez, AES, Cepsa, Repsol y otras compañías- se encontraron según avanzaba la crisis en un escenario que no garantizaba la rentabilidad de sus instalaciones. Dado que el mercado no era capaz de cubrir los costes, el Gobierno ideó los llamados pagos por capacidad, que se dividen en dos conceptos: un incentivo a la inversión, de forma que las centrales cobraran 22.000 euros por megavatio instalado durante un periodo de diez años. Pero la propuesta de real decreto que regula este concepto -nacida de la última reforma eléctrica, pero que aún no ha sido publicada en el BOE- establece una reducción hasta los 22.000 euros por Mw, pero a repartir entre un periodo de 20 años. Una reducción que, según fuentes del sector, «es inaceptable. Si ya con los 22.000 euros por diez años el funcionamiento de las centrales no era rentable, pues imagina ahora....».

Por otro lado, está el incentivo por disponibilidad, que prima la capacidad de estas centrales de respaldar a las renovables cuando el viento no sopla, el sol no brilla y además llueve poco. Ambos conceptos -incentivos por inversión y disponibilidad- sumaron el pasado año 600 millones de euros.

Los dueños de los ciclos defienden que, en el actual escenario, las centrales están muy lejos de ser rentables. Por eso piden poder cerrarlas o, al menos, ponerlas en hibernación durante un periodo de tres años. Una posibilidad que queda en manos del operador (Red Eléctrica) y que el proyecto de real decreto restringe, tanto en el número de megavatios que pueden acogerse a esta medida, como en su duración: la rebaja a un año.