A las 18.03 horas del jueves 20 de agosto, un centenar de industrias repartidas por todo el país recibieron una alerta de Red Eléctrica exigiendo su parada. El operador del sistema eléctrico estaba activando el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), un servicio que permite reducir la demanda de grandes consumidores de electricidad en momentos de especial tensión del sistema eléctrico.
¿Por qué fue especialmente relevante? Desde su puesta en marcha en noviembre de 2022, el sistema ha sido activado diez días. Pero cuatro de ellas, casi la mitad, han sido este verano: el 15 y el 22 de julio y el 11 y el 20 de agosto.
¿Qué es exactamente el SRAD? Es una herramienta excepcional con la que cuenta el sistema eléctrico español, adicional a las reservas, con las que el operador del sistema cubre situaciones de desequilibrio. Por ejemplo, un problema con una interconexión con otro país o una caída abrupta de la generación prevista por un fallo en la previsión renovable o la indisponibilidad técnica de una central. Muchas veces, por una combinación de varios de estos factores.
Desde Red Eléctrica subrayan que la activación del sistema no significa que exista un riesgo de sufrir un apagón. Se aplica para tener suficientes reservas y garantizar al operador margen suficiente para hacer frente a imprevistos o incidentes.
¿Qué diferencia este sistema a la antigua interrumpibilidad? “El proceso es el mismo, la diferencia es el concepto”, explica el director general de AEGE (Asociación de Empresas con Gran consumo de Energía), Pedro González. “La interrumpibilidad estaba concebida para casos de seguridad de suministro. El SRAD es para apoyar al sistema”.
González compara el sistema con el de un equipo de fútbol y los reservas que calientan en la banda. El SRAD actuaría para asegurar que el equipo siempre dispone de jugadores disponibles fuera del campo, a la espera de entrar a jugar. Es decir, no se trata de reducir la demanda para garantizar que se cubren las necesidades con la generación de la que se dispone, sino garantizar que existen reservas para, en caso de que fuera necesario, tirar de ellas.
¿Cómo funciona el sistema? Se organiza a través de un sistema voluntario de subastas que asignan capacidad de demanda que los consumidores están dispuestos a suspender durante un máximo de dos horas. La industria que lo desee se presenta a las subastas, ya sea como gran consumidor o dentro de una asociación de consumidores –comercializadoras que participan activamente en el mercado diario de electricidad–, siempre que dispongan de una capacidad mínima de 1 MW, ya sea individual o agregada.
Los servicios, explican desde Red Eléctrica, se prestan en función de las necesidades y en turnos. La activación del servicio no implica necesariamente que se exija parar a todas las plantas. Cada año se celebran dos subastas para un período de seis meses. La última subasta, celebrada a finales de mayo, asignó 1.775 MW de capacidad.
¿Qué compensación existe? Sólo por garantizar su disponibilidad, las plantas reciben una compensación. Existe una compensación adicional cada vez que se activa el sistema. A cambio, las plantas se comprometen a consumir, como mínimo, la potencia asignada en las subastas durante esos seis meses. “Siempre tienes que estar funcionando para que, si el SRAD se activa, puedas parar”, explica el director general de AEGE, Pedro González.
¿Cómo se activa? La activación implica la obligación de reducir la potencia de demanda hasta un máximo de dos horas, en función de lo que exija el operador. Existe un protocolo de comunicación que exige la instalación de unos equipos concretos que envían cada tres minutos a Red Eléctrica una señal de consumo. El operador conoce en cada momento qué potencia dispone para parar y, si lo necesita, envía la orden.
Las industrias tienen, a partir de ese momento, doce minutos y medio para ejecutar el parón. Si se retrasan, son penalizadas. Y, una vez se active el mecanismo, la industria que reduce su demanda no puede volver a ser exigida ese día.
¿Cómo afecta a la industria? Las plantas deben activar sus grupos electrógenos para mantener la temperatura de sus equipos sin consumir electricidad de la red. El principal desafío aparece cuando vuelve a arrancar la actividad. “Asumes el riesgo de sufrir rotura de equipos”, resume González (AEGE).
La última activación: 20 de agosto
¿Cómo fue? Una reducción del consumo industrial de 832 MW durante dos horas, entre las 18.00 y las 20.00 horas.
¿Qué la motivó? Red Eléctrica atribuyó el parón a una caída muy intensa de la generación fotovoltaica prevista, de unos 3.000 MW, a la caída del sol.
En la gran industria entienden que la caída estuvo relacionado con las fuertes tormentas que se produjeron durante esa tarde. El desfase, de hecho, fue compensado en parte gracias a una generación eólica mucho mayor de la prevista
Xavier Cugat, experto industrial e ingeniero especializado en el sector de energías renovables, compartió días después del parón la nota técnica que elaboró para Revenergética Consulting en la red social X. En ella destaca cómo el desequilibrio alcanzó -1.781 MW durante los minutos posteriores a la activación, pero acabó invirtiéndose a la media hora, con una holgura mayor a la programada. Sin embargo, el parón se mantuvo durante las dos horas, sin reanudar la actividad industrial.
Sin embargo, la conclusión más llamativa es que, según advierte Cugat, el desfase de la generación fotovoltaica fue similar al de otros días próximos que no acabaron provocando la activación del sistema (-2.472 MW el día 14 de agosto o -2.361 MW un día antes). Un desequilibrio que considera “estructural” y “no un accidente meteorológico puntual”.
Ramón Roca, en El Periódico de la Energía, apuntó a otros dos elementos que apuntalaron el desfase de las previsiones: una súbita caída de la generación hidroeléctrica de unos 1.500 MW y una mayor demanda desde Portugal, con el envío de casi 700 MW de electricidad. Todo ello a la misma hora, a las 18:00 horas.
¿Cuál fue su coste? El servicio se retribuyó a 145,45 euros/MWh, con un coste total de 237.640,80 euros, un 11,6% superior al valor de esa energía en el mercado diario durante esos períodos.
Sin embargo, desde Red Eléctrica explican que no es posible comparar este precio con el del pool diario de un día de antes, ya que este no tiene nada que ver con el que luego se registra en los sucesivos mercados que sirven para ajustar las necesidades que van surgiendo durante la jornada.
Los servicios de ajuste intentan cuadrar en los diferentes mercados de electricidad la potencia de generación a subir y bajar en un margen de tiempo determinado. Una vez se agotan estos servicios, entran a jugar los servicios de balance. El SRAD funciona como un servicio de balance, que garantiza un mayor margen al sistema y garantizar en todo momento su equilibrio.