Una torre de la red eléctrica.

Una torre de la red eléctrica. Flickr | Hernán Piñera

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La noche en que la electricidad costó 200 veces más de lo normal

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La noche en que la electricidad costó 200 veces más de lo normal

En un desbarajuste histórico con más consumo de luz del esperado justo antes del Liverpool-Barça y con menos producción por fallos en centrales, el mercado eléctrico marcó el martes un precio récord de 10.000 euros.

Cuando los jugadores del Liverpool y el Barça aún estaban calentando en el césped de Anfield otro desastre se estaba gestando más allá de la que estaba por venir sobre el campo. Calentaban los jugadores y se calentaba al mismo tiempo el mercado de la electricidad en España. Y uno y otro desbarajuste pueden estar extrañamente conectados.

Cuando se celebra un gran evento deportivo el consumo de electricidad en ocasiones sufre vaivenes ajustándose a los ritmos del encuentro. Justo antes del pitido inicial, en el descanso, al terminar el partido, momentos clave en los que suele crecer la demanda eléctrica.

Los expertos no se atreven a confirmar con certeza la relación causa efecto de lo que sucedió el pasado martes, pero lo cierto es que unos minutos antes de que empezara el partido de Champions el consumo de electricidad creció por encima de lo esperado y se adelantó una hora el pico de demanda nocturno.

Que el consumo fuera mayor del previsto es sólo una de las razones que rompieron el mercado de la electricidad –donde productores, comercializadoras y brókeres compran y venden la electricidad a modo de subasta para el día siguiente- y que hicieron que aquella noche se convirtiera en histórica para el sector energético nacional.

Y es que en una suerte de tormenta perfecta de malas previsiones, fallos técnicos y el corsé de una regulación cuestionada, el precio de la electricidad llegó hasta los 10.000 euros por megavatio hora (MWh), el tope máximo que permite la normativa y que era 200 veces más alto que los 50 euros por MWh que venía marcando el mercado en las horas previas y en los días anteriores. Una cota que pulverizaba el anterior récord de cotización del mercado mayorista de la electricidad de 4.059 euros por MWh, registrada el 22 de junio de 2017 en plena ola de calor.

Durante una hora la actividad en los despachos de Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema eléctrico, se volvió frenética para tapar el agujero que se produjo entre la oferta y la demanda de electricidad entre las 20.00 y las 21.00 horas del martes. Más consumo del previsto y menor producción de la programada, así que el gestor activó de urgencia la herramienta que tiene para solucionar estos desfases y evitar apagones, y el resultado fue que el precio se disparó de manera escandalosa.

El lío tuvo varios frentes. La previsión de Red Eléctrica falló y la demanda para esa hora fue unos 1.000 MW superior a la estimada, falló la estimación de producción eólica con unos 1.500 MW por debajo de lo esperado (la mayoría parques de Acciona y alguno de Endesa en los que no llegó el viento) y también falló por un problema técnico una central de gas de Engie que dejó de funcionar. El resultado, un agujero de unos 3.000 MW que REE quiso llenar utilizando sus servicios de ajuste.

Red Eléctrica solicitó 2.500 MW al mercado secundario (que sirve para completar la producción rápidamente si  oferta y demanda en caso de desajuste) y otros 400 MW al mercado terciario (que se utiliza de urgencia para restituir la reserva de electricidad una vez que se ha acudido al secundario). Es este sistema de regulación terciario el que provocó el desbarajuste histórico.

Las plantas de generación adscritas a este servicio están obligadas por ley siempre a presentar una oferta a REE con una propuesta de precio. Y cuando calculan que no les compensa poner en marcha la instalación para participar en este sistema de reserva, presentan ofertas a precios muy altos para quedarse intencionadamente fuera de la puja.

Así lo hizo la filial de energía del Grupo Villar Mir, que actuando como representante de un parque eólico de la empresa Uniwindet, presentó una oferta por 11.498 euros el MWh para un ínfimo paquete de sólo 0,2 MW. Pero esa oferta hecha para quedarse fuera del sistema, fue la que al final acabó marcando el precio para el resto de la electricidad utilizada en el servicio de ajuste y se quedó en 9.999 euros por ser el límite máximo fijado por la regulación (además de esa cota máxima instántea, durante varios minutos el precio se mantuvo por encima de los 1.000 euros).

Al final fueron exactamente 371 MW por los que se pagó ese máximo de casi 10.000 euros, con un coste extra de 3,7 millones de euros. ¿Quién asumirá ese roto? Pues se lo repartirán entre los productores que no generaron la electricidad a la que se había comprometido (Engie con su central de gas y los dueños de los parques eólicos que no funcionarios) y también las comercializadoras que compraron menos electricidad de la que al final necesitaron para sus clientes. El enorme desajuste, en cambio, apenas lo notarán los consumidores, ya que el desvío tendrá un impacto equivalente al 0,8% del recibo de luz.

¿Quién se ha beneficiado del lío? En principio, sólo las compañías que gestionan las centrales que vendieron esos 371 MW que sí se pagaron al precio máximo, que según fuentes del sector se trata fundamentalmente de las grandes eléctricas, aunque el nombre de las empresas que participaron en el ajuste no se conocerá oficialmente hasta dentro de un mes.

La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) ha anunciado que ya está investigando lo sucedido, lo que cual era del todo esperable porque el supervisor estudia de oficio anomalías en el mercado eléctrico en cuanto se supera los 100 euros por MWh. La CNMC también analiza la regulación de los procedimientos que utiliza REE para acabar con los desfases, y el Gobierno se ha mostrado dispuesto a realizar los cambios normativos necesarios para evitar nuevos episodios como el del martes.