El Precio de la Electricidad en España

Instalaciones de Red Eléctrica de España (REE) en la urbanización madrileña de La Moraleja, un día de la semana pasada. Centro de Control Eléctrico (CECOEL), el “cerebro” desde donde se coordina la generación y transporte de la electricidad para que se ajuste de forma precisa con la demanda en tiempo real. “Hola, buenos días”. Un grupo de 20 personas en una mesa comunica por videoconferencia con un segundo centro de control que trabaja en paralelo por seguridad y con una sede cercana de la compañía. “Pérdida de telemando en subestación 420. Solucionado a las 3:30…”. Con la eficacia acostumbrada, el jefe de turno repasa en menos de 8 minutos todas las incidencias del día anterior: “¿Algo más?”. “Hoy hará calor, aumentará la demanda”, comenta alguien con todo el mundo ya levantándose para marcharse. De esta forma casi ceremonial arranca un nuevo día para el sistema eléctrico en España. Aunque, al otro lado de la pared de cristal de la sala vacía, poco cambia en realidad para los operarios que trabajan delante de los monitores y las enormes pantallas para tratar de que nunca falle el suministro eléctrico. “El proceso es continuo, las 8.760 horas del año, este es de los pocos sistemas tecnológicos que no ha parado nunca en más de un siglo”, comenta Tomás Domínguez, jefe del Centro de Control Eléctrico.

Con el nuevo día, empiezan a encenderse las luces y los aparatos eléctricos de las casas y las oficinas. En los paneles del centro de control de REE, la curva amarilla de la demanda eléctrica comienza a dibujar su camino ascendente. El objetivo núnero uno de los operarios de la sala se centra en garantizar la seguridad del sistema eléctrico. Esto implica muchas cosas (como gestionar los más de 12.000 trabajos necesarios al año para el mantenimiento de las redes de transporte sin interrumpir el suministro), pero sobre todo requiere mantener en todo momento un difícil equilibrio: “la electricidad generada por las centrales debe ser exactamente la misma, segundo a segundo, que la que demanden los usuarios”, detalla Domínguez.

12:00. Para conseguir este equilibrio entre generación y demanda en tiempo real hay que trabajar con mucha antelación. A las 12 de la mañana se recibe del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMEL) el programa con la producción de electricidad de cada hora para el día siguiente, que se monta a partir del mercado mayorista de la electricidad. Este programa debe ser revisado por REE y en sucesivos pasos se debe ir ajustando a la demanda prevista, con seis mercados intradiarios en los que se va corrigiendo la producción hasta llegar al tiempo real. El mercado funciona como una subasta en la que las compañías generadoras van ofertando su electricidad: aunque las primeras centrales en entrar son las más baratas(1) (nuclear, hidráulica o renovables), el precio final lo marcan las últimas en casar, las más caras (gas y carbón). Esto es muy relevante, pues significa que la electricidad de centrales nucleares o hidráulicas ya amortizadas se paga al precio más alto.

13:00. La curva de color amarillo de la demanda llega a su posición máxima del día. Como detalla el jefe del Centro de Control Eléctrico, en invierno hay dos picos muy marcados en cada jornada, al mediodía y otra mayor al final de la tarde, pero en verano el dibujo cambia: el segundo pico se reduce y el primero se alarga en el tiempo hasta formar uno sólo. “La gente pone el aire acondicionado y lo deja puesto ya toda la tarde”, comenta Domínguez, que cuenta que lleva 8 años pegado a un móvil.

Además de la línea de color amarillo que marca de forma instantánea la demanda real, en los paneles de control también hay una curva verde con la demanda prevista para todo el día y una línea escalonada roja con la producción hora a hora programada desde el día anterior para las distintas centrales que entraron en la subasta (se puede seguir también en Internet). El ajuste final que hace coincidir perfectamente la producción con la demanda real se realiza de forma automatizada dando órdenes cada cuatro segundos a determinadas centrales para que aumenten o bajen su producción, principalmente con instalaciones hidráulicas, ciclos combinados de gas natural y en menor medida carbón. “Si hay agua, en una hidráulica es abrir más o menos el grifo”, incide Domínguez.

Aún así, pueden surgir imprevistos: “Siempre están pasando cosas”. Puede haber una variación de la demanda esperada, puede fallar algún grupo de generación y, en un país como España, resulta cada vez más importante la evolución de los parques eólicos, ya sea porque empiece a soplar de pronto más viento de lo previsto en las predicciones o porque se paren la mayoría de las palas de los aerogeneradores. En el mercado mayorista, las centrales nucleares y las energías renovables (que van al mercado o pueden optar a la tarifa regulada) ofrecen su electricidad a cero euros; en el caso de las primeras, porque les cuesta mucho el parar y volver a arrancar, y en el de las segundas, porque si no producen desperdician la energía (que además les sale gratis). Pero luego el precio final es fijado por las últimas plantas de ciclo combinado o carbón que entrar a producir, que aunque son más contaminantes, resultan hoy en día necesarias para ajustar la producción a la demanda.

Este año se ha dado una circunstancia muy interesante: en horas de distintos días el precio de la electricidad en el mercado mayorista se ha quedado a cero. Esto ha ocurrido porque a la caída de la demanda causada por al crisis, se ha sumado que había mucha eólica y que las centrales hidráulicas no tenían otro remedio que descargar agua por lo mucho que había llovido, lo que hacía innecesario la entrada de las otras tecnologías que suben el precio, como los ciclos combinados (gas) o las térmicas de carbón. Este mismo exceso de generación es el que mantiene ahora mismo en guerra al sector, en el que las eléctricas más perjudicadas por el fuerte recorte de la producción de las centrales de ciclo combinado cargan contra las renovables. Con todo, lo cierto es que la fuerte reducción del precio en el mercado mayorista -por la crisis y la abundancia de renovables- no se traslada en estos casos al precio final que pagan los consumidores.

21:50. Las luces de las ciudades van apagándose y la curva de demanda cae ya en picado. “Somos una referencia en integración de energías renovables”, presume el jefe del Centro de Control Eléctrico, “no hay otro operador en el mundo que tenga más eólica, pues en EEUU, China o Alemania intervienen varios distintos”. Para aumentar las energías renovables en el país resulta necesario conseguir mejorar la flexibilidad del sistema, para incorporar de forma rápida toda la energía de los parques eólicos cuando empieza a soplar de pronto mucho viento o, al revés, poner a funcionar otras centrales cuando se paran de golpe las palas por falta o exceso de viento. Todo ello sin poner en peligro el equilibrio que sostiene todo el sistema eléctrico. “Hemos llegado a cubrir el 54% de la demanda con eólica”, incide Domínguez, que insiste que para que esto ocurra debe haber plantas de ciclo combinado o carbón dispuestas a subir o bajar su producción en cualquier momento. En las horas nocturnas en las que la demanda se ha reducido ya mucho, puede ocurrir también que la energía de los aerogeneradores sea demasiada para el sistema. “Una vez que has parado todos los ciclos combinados, ya no te queda más remedio que detener los parques eólicos”. ¿Y las nucleares? “Si parase una nuclear por la noche, entonces se tardaría mucho en volver a arrancarla y la necesito para el día siguiente”, comenta el jefe del Centro de Control Eléctrico.

Otra forma de ajustar la producción con la demanda es por medio de las interconexiones eléctricas con otros países, sobre todo, con Francia, el puente con el resto del continente. Se dice que España es prácticamente una isla energética con respecto a Europa por su limitada capacidad de interconexión. No obstante, la ampliación de estas redes internacionales permitiría vender esta energía sobrante en lugar de desconectar los parques eólicos y poder aumentar aún más la integración de las renovables. Por lo general, España suele comprar más electricidad de la que vende a Francia, pero el saldo de sus intercambios internacionales es positivo por las ventas a Portugal y Marruecos. Ahora bien, de nuevo este año se ha producido otra circunstancia novedosa: según REE, en los primeros cinco meses del año, España vendió a Francia más electricidad de la que compró.

Llegado a este punto, retomamos la cuestión del principio: ¿Es cara la electricidad en España? Justamente, esta fue la pregunta planteada la semana pasada en una pequeña sala de la Universidad Pontificia de Comillas en Madrid, en la que se reúnen cada cierto tiempo un grupo de expertos de muy distintos ámbitos para debatir sobre energía, el Grupo de Trabajo sobre Políticas Energéticas Sostenibles (GTPES). La conclusión, unánime, del debate es que no sólo la electricidad no es cara en España con respecto al resto de Europa, sino que su precio tendrá que subir cada vez más para que se ajuste a sus costes reales y solventar el llamado déficit tarifario. Ahora bien, esto se puede hacer sin que los consumidores tuviesen que pagar necesariamente más dinero en la factura si a la vez se fomentan medidas de eficiencia y ahorro (siendo una de las medidas más efectivas la propia subida de la tarifa).

Más allá del argumento hoy defendido por algunas grandes eléctricas de que el aumento del precio de la tarifa eléctrica es culpa de la importante cuantía de las primas a las energías renovables, el GTPES apunta al coste del déficit tarifario (que aplazaba el pago a las eléctricas de una parte de la electricidad para mantener las tarifas bajas en los últimos años) y algunos de sus miembros cuestionan la configuración del propio mercado mayorista, que hace que la electricidad de hidráulicas y nucleares se pague al precio más caro de las centrales de gas.

Con todo, los expertos del GTPES, muchos de los cuáles trabajan en compañías del sector, llaman especialmente la atención sobre la politización de un asunto como es la tarifa eléctrica, que debería ser una cuestión de mercado, tal y como sucede con el precio de los carburantes y del barril de petróleo. Por ello, consideran que la fijación de esta tarifa debería corresponder a un organismo independiente distinto al Gobierno, como sucede en otros países.

Fuente: Ecolab