Qué es y cuándo se activa el freno de seguridad a la demanda que REE ha pulsado tres veces en un año

Cobrar por desconectarse cuando el consumo de electricidad supera, por mucho, la oferta. El Gobierno recuperó en septiembre de 2022, en plena crisis energética europea, el servicio de respuesta rápida de la demanda, que faculta a Red Eléctrica de España (REE) a interrumpir parcial o totalmente el suministro a un puñado de empresas —industriales, sobre todo, pero también del sector servicios— que han pactado previamente una contraprestación económica con cargo al sistema.

La herramienta, similar (e incluso menos desarrollada) a la existente en otros países europeos, se ha activado tres veces en los doce últimos meses: hace casi un año —el 4 de septiembre de 2023—, y en dos fechas mucho más recientes —el 22 de mayo y el 10 de julio—. En las dos primeras ocasiones, el detonante fue una parada no programada en uno de los reactores de la central nuclear de Ascó (Tarragona) combinado con un aporte algo menor de lo previsto de la eólica, que redujo de un plumazo la oferta en varios centenares de megavatios hora (MWh).

En la tercera, en cambio, su activación fue fruto de “una previsión no ajustada de la generación eólica, que fue menor de lo previsto, y de la demanda eléctrica, que se incrementó por unas temperaturas superiores a lo esperado”, en palabras de Marta Sánchez, socia responsable de Energía de la consultora EY. En todos los casos, dice, REE contaba con suficiente generación de respaldo procedente de las centrales de ciclo combinado (en las que se quema gas para obtener electricidad), así que si optó por cortar demanda industrial fue por razones económicas: era, sencillamente, más barato que tener que arrancar o subir carga en centrales poco eficientes y, por tanto, caras.

Industria y servicios

En total, el servicio permite desconectar un total de 609 megavatios (MW) de potencia de 19 proveedores distintos, según lo adjudicado en la subasta de 2024. Es el equivalente a algo más de la mitad de lo que aporta una nuclear o dos plantas fotovoltaicas de gran tamaño a pleno rendimiento.

Las empresas adjudicatarias (que tienen que tener algo más de un megavatio de potencia contratada, lo que impide participar a consumidores domésticos o pymes, a diferencia de lo que ya ocurre en otros mercados) cobran tanto por su disponibilidad a dejar de consumir cuando se lo pida REE como un plus cuando se active el servicio, cuando reciben una retribución equivalente “al precio de la regulación terciaria” correspondiente a ese periodo concreto.

Lejos del apagón

Que se corte, puntualmente, el consumo —para ganar margen de reserva (el colchón del que dispone REE en cada momento) y evitar una descompensación puntual entre oferta y demanda— no quiere decir que haya un riesgo inminente de apagón. Un punto en el que el gestor del sistema ha puesto énfasis en cada uno de estos episodios y en el que coinciden la media decena de especialistas consultados.

“Si este servicio fuese el ultimísimo recurso disponible, entendería la alarma. Pero no es así”, sostiene Luis Atienza, expresidente de REE. “Es un error que, cada vez que se utiliza este sistema, se considere que es porque hay peligro de apagón. Simplemente, es más eficiente utilizar esa flexibilidad prestada por la demanda que poner en marcha un ciclo combinado a precio desorbitante”.

“Hay cero riesgo de apagón”, sentencia Javier Revuelta, de la firma de análisis energético Afry. “De hecho, el servicio de respuesta rápida de la demanda, lejos de ser una medida de emergencia es una herramienta remunerada y voluntaria; que se aplique no quiere decir que haya un riesgo inminente. Si no contase con él, se tiraría más de ciclos y se resolvería igual... Aunque a un coste mayor para todos”.

El último corte parcial de suministro general por falta de potencia, rememora Revuelta, fue hace más de 20 años: el 17 de diciembre de 2001. “Entonces, sí, el margen de cobertura del sistema cayó mucho y REE fue llamando a las eléctricas, una a una, para que les dieran hasta la última gota de hidráulica, carbón, diésel o fuel y, aun así, como no había, tuvo que reducir carga. Ahora mismo estamos lejísimos de eso”.

Desde aquel diciembre de 2001, recuerda Atienza, los apagones han sido muy pocos, regionales y provocados por “situaciones muy puntuales, no porque no hubiese suficiente generación para poder atender la demanda”. Tira de memoria, de sus años al frente del gestor del sistema: “En noviembre de 2006, por ejemplo, sí hubo un deslastre [desconexión] de cargas en el entorno de Barcelona y en algunas otras zonas de España por un problema en la botadura de un barco en Alemania, que acabó afectando a todo el continente. Pero, de nuevo, fue algo que nada tenía que ver con que no hubiese generación suficiente. Ni en España ni en Europa”.

Llamada de atención

Sí hay, sin embargo, voces relevantes a escala europea, como Entso-e (la red europea de gestores de redes de transporte de electricidad), que han alertado de un futuro aumento en el número de horas en el que la oferta eléctrica no sea capaz de cubrir la demanda. “En los últimos años se han dado señales que deben ser tomadas como llamadas de atención a medio-largo plazo, porque el número de ciclos combinados de los que echar mano va claramente a menos, hay muchas indisponibilidades y algunos ejercicios teóricos pueden no verse respaldados por la realidad”, avisa Barrero.

El socio de PWC no pone, sin embargo, el foco en estos episodios de activación del servicio de respuesta activa de la demanda sino en un mes concreto del año: octubre, en el que se han dado momentos de tensión por la escasez puntual de viento, la falta de agua en los pantanos hidroeléctricos, el nulo excedente en los países vecinos (Francia y Portugal) y una demanda algo mayor de lo habitual. La semana de mayor tensión se vivió entre el 4 y el 10 de octubre de 2022, pero la situación volvió a repetirse —de forma algo más suave, eso sí— un año después.

“Ahí si hubo que encender más ciclos, al margen de si era o no más económico, e incluso que cortar o limitar las interconexiones, que ya es una intervención a mayores”, relata Barrero. “Y, en cambio, no se activó la repuesta activa de la demanda porque no habría sido suficiente por sí misma. No hay que poner dramatismo, pero tampoco estamos tan sobrados de reserva como pueda parecer”.

En paralelo, curiosamente, también crecen las horas en las que ocurre exactamente lo contrario y los precios se van a cero o incluso negativo. Paradojas de un sistema eléctrico cada vez más limpio pero también más intermitente, en el que la flexibilidad tiene más valor que nunca. “Tiene que jugar un papel cada vez mayor; tenemos que pasar de un entorno en el que la generación se adaptaba casi perfectamente al consumo, a un entorno en el que la demanda se adapte a la oferta”, zanja Laureano Álvarez, de Deloitte. “Hay consumidores que pueden perfectamente parar un tiempo, y eso puede ser mucho más eficiente para el sistema. Tanto desde el punto de vista económico como de emisiones”.

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