El megavatio de oro que llegó a pagarse a 4.000 euros durante una hora el 22 de junio de 2017, coincidiendo con una fuerte ola de calor, se ha quedado corto con lo acontecido el pasado martes. Para asombro del sector, entre las 20 y 21 horas de ese día el mercado eléctrico marcó un precio de casi 10.000 euros MWh (concretamente, 9.999,0 euros MWh, que es el tope que permite la regulación), lo que supone un récord histórico.

Al tratarse solo de una hora, el efecto para el consumidor queda diluido en la media del resto del día. No obstante, los usuarios acogidos al Precio de Venta al Pequeño Consumidor (PVPC), que tienen referenciada su factura a las cotizaciones del mercado mayorista pagarían en la hora en cuestión 150 euros MWh, cuando la media total del mercado se situó ayer en apenas 46 euros MWh. En el caso del mercado liberalizado, en el que los consumidores tienen contratos anuales a precio cerrado, este lo asumiría la comercializadora, concretamente, aquellas que hubieran comprado de menos frente al consumo real de sus clientes en esa hora.

Fuentes próximas a REE, aseguran, sin embargo, que este incremento “no afectará al común de los consumidores”, porque existen “unos causantes” de los desvíos que han disparado el precio que lo asumirán.

La razón última está en una previsión insuficiente de la demanda realizada por el operador del sistema, REE, el lunes respecto al martes (unos 1.000 MW más de la programada); la indisponibilidad de una central de ciclo combinado de 800 MW (según las mismas fuentes, la planta de Castelnou, de Engie) y el desvío de 1.500 MW de eólica (buena parte de Acciona) programados el día anterior y que no funcionaron por falta de viento. A ello se une el mecanismo “perverso” -añaden- de un mercado marginalista que admite ofertas desorbitadas en la convicción de que no van a casar.

Y es que esa demanda “insuficiente” fue cubierta por una instalación cuya identidad se desconoce que habría reclamado el precio máximo en los mercados de ajustes. Unos cuantos megavatios (O,2) marcaron ese precio para cubrir los 3.000 desviados.

Según fuentes cercanas a REE, las razones antes mencionadas “condujeron a que la fijación de precios de los servicios de ajuste -el de regulación secundaria- que utiliza como referencia el precio de las ofertas del terciario no utilizadas, alcanzse el precio máximo de oferta». En cuanto a quien sufraga el sobreprecio, serán los generadores que se desviaron y quienes consumieron más de lo que compraron, indica el operador.

El mercado mayorista de la electricidad funciona mediante subastas de energía por cada hora y de un día para otro al que acuden las distintas centrales eléctricas para cubrir la demanda prevista por REE. En el caso de que la demanda real resulte finalmente insuficiente y para casar en tiempo real la producción y el consumo, el operador del sistema dispone de sus propios mercados o servicios de ajuste: el de restricciones (para resolver problemas de red); el de gestión de desvíos y los de regulación secundaria y terciaria (o potencia de reserva a subir).

En estos mercados “de repesca” participan las centrales que no casaron en el mercado diario: en el terciario, las que sean capaces de reaccionar en 15 minutos y garantizar la producción durante dos horas (a cambio de este mínimo técnico reciben una remuneración); en el secundario participan las plantas que renuncian a su producción óptima (el 100%) y funcionan en un nivel de carga intermedia (o banda) para poder bajar o subir la producción a petición del operador. A cambio, también recibe una compensación.

Hay quien critica el que en este mercado secundario el precio lo fije el sobrante de terciario, que se marca a a través de una especie de subasta. Fuentes cercanas al Gobierno consideran que dada lo reducido del mismo sería un dispendio realizar otra subasta para este último.

Estas mismas voces críticas se preguntan por qué el operador del sistema no utilizó el mecanismo de interrumpibilidad, por el cual, a las grandes instalaciones industriales les pueden cortar la eléctricidad por razones de garantía de suministro o para evitar subidas de precio.

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Las presiones de la CNMC

Cuando el precio del mercado eléctrico supera los tres dígitos, la CNMC abre una investigación de oficio. Sin embargo, en esta ocasión hay quien señala con el dedo al organismo supervisor y a sus exigencias sobre REE.

La Comisión aprobó hace más de un mes una circular en la que impone al operador del sistema un recorte de los costes de sus mercados de ajuste: si REE se excede en sus previsiones, debe pagar por la disponibilidad de las centrales que acuden al mismo. Pero quedarse corta, como ocurrió el martes (las reservas fallaron en 3.000 MW, que solicitó a las nueve de la noche) puede tener consecuencias peores, como ha podido comprobarse.

Bien es cierto que el fallo del ciclo combinado de Castelnou, de Engie, con una potencia de 800 MW, no era previsible, pero en el caso de las renovables (1.500 MW eólicos), estas son más inestables y el operador debe cubrirlas con más reservas, señalan en el sector. También sigue encima de la mesa el algoritmo de REE que se hizo famoso en 2017, cuyo fallo costó a los consumidores cuatro millones de euros, y que no se ha modificado.

Fuente: Cinco Días