El nuevo formato de interrumpibilidad propuesto por el Ministerio de Industria. Análisis y conclusiones

El Ministerio de Industria ha elaborado un proyecto de Orden Ministerial retocando el esquema de gestión de demanda de la industria básica, la llamada interrumpibilidad, lo que ha levantado el consiguiente revuelo en los medios y en los despachos, básicamente con dos argumentos: la interrumpibilidad es una subvención y, además, es una figura totalmente absurda porque en España hay exceso de potencia eléctrica.

No estoy en absoluto de acuerdo con ninguna de las dos afirmaciones y, como entiendo que la objetividad 100% es un bien imposible, porque todos tenemos una historia, voy a justificar mi opinión primero dando información contrastable y, segundo, razonando sobre la situación actual eléctrica española, un record de complejidad técnica, económica, financiera y de pérdida de competitividad, que es imprescindible solucionar.

Para empezar, creo que merece la pena recordar que el esquema de gestión de demanda eléctrica  de la industria básica nace en 1983. Sólo un año después aparece la Ley 49/1984, sobre explotación unificada del Sistema Eléctrico Nacional, con el objetivo, entre otros, de superar los criterios individuales de las empresas en la explotación del sistema eléctrico para llegar a una optimización con enfoque global, y en el 1985 se crea Red Eléctrica, encargada de llevarlo a la práctica.

Es decir, ese esquema de gestión de demanda no es una broma. Nace a la vez que el rediseño del sistema eléctrico español y Red Eléctrica participa activa y decisivamente en su desarrollo práctico, consiguiéndose un excelente clima de relación y confianza entre todas las partes. Para el resto, me voy a someter al siguiente guión:

• No es una subvención, sino el contravalor de una mejora en el sistema eléctrico español
• ¿Qué aporta esa gestión de demanda a la eficiencia y estabilidad del sistema eléctrico?. Mucho
• ¿Se puede valorar?. Si
• La potencia instalada y la demanda máxima hacen innecesaria la interrumpibilidad. Error
• ¿Qué ha cambiado con la nueva Orden Ministerial?
• ¿Qué cambiaría yo si pudiese?
• Conclusión

No es una subvención. Es el contravalor de la prestación por un servicio a la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico español

Como en mi segunda entrada de este blog ya traté el tema, sus motivos, sus orígenes, los compromisos, ahora voy a resumir al extremo: Al principio de los 80 el gobierno, ante la inminente entrada en el mercado común, realidad el 1 de enero de 1986, se encontró con problemas para garantizar disponibilidad eléctrica suficiente, dada una evolución de la potencia eléctrica instalada lastrada por las crisis del petróleo de los 70, la crisis financiera del sector eléctrico español y el parón brusco del programa nuclear y, por otro lado, la industria básica le reclamaba costes internos, entre ellos los de la electricidad, comparables a los de sus futuros competidores alemanes, franceses, etc, puesto que dicha incorporación suponía el fin de la autarquía, de las protecciones arancelarias, de los apoyos a la exportación, etc .

En el tema precios eléctricos el gobierno pudo haber reaccionado creando tarifas para los sectores más afectados, tomando como ejemplo las vigentes en los países más industrializados, con lo que habría resuelto el problema de la competitividad. Pero el gobierno tenía también que resolver la situación eléctrica y, para ello, sentó a la mesa a la industria básica, intensiva en consumo eléctrico, para buscar fórmulas de ajuste de precio eléctrico a cambio de compromisos para disminuir su demanda eléctrica tanto en puntas de demanda del sistema, de forma estructural, como ante coyunturas “preapagón” por problemas sobrevenidos. Los empresarios aceptaron y, tras mucha imaginación, pruebas y transparencia, se llegó a fórmulas concretas publicadas en el BOE el 14 de octubre de 1983, complementadas por otras posteriores, con plena participación del operador del sistema unificado, Red Eléctrica, en el desarrollo práctico.

¿Qué aporta esa gestión de demanda a la eficiencia y estabilidad del sistema eléctrico?

Para ahorrar potencia en las horas punta, reducen la electricidad demandada de forma programada durante todas las horas de máxima demanda diaria del sistema. Con ello Red Eléctrica sabe que, cada día, cuando llega la hora de las demandas máximas, esas empresas reducirán su potencia demandada en cantidades muy importantes. Con datos de antes de la crisis, porque los de ahora no valen, la disminución de potencia demandada alcanzaba los 2.700 MW. Además, las empresas se comprometen a mantener plena potencia el resto de las horas del año, noches, sábados y festivos incluidos, mejorando la eficiencia media del sistema.

Y cara a la garantía de suministro, fundamental para el resto de consumidores, Red Eléctrica cuenta con 2.000 MW adicionales en horas punta, y unos 4.000 MW el resto del año, para resolver urgencias de gestión del sistema ante problemas sobrevenidos, sea por fallos de generación o por problemas en las líneas eléctricas, y lo ejecuta directamente  mediante órdenes de interrupción de gestión automatizada, y que no tiene que justificar, porque la confianza con la industria, tras 30 años de colaboración, es total.

¿Se puede valorar?. Si

En 2006 la industria básica asociada en AEGE, la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía, de la que yo era entonces ejecutivo responsable, encargó a Intermoney Energía un informe de situación y tendencias de mercado y precios eléctricos ante el paso de tarifas a mercado, que se produjo dos años después. El informe incluyó la valoración , en condiciones de mercado, de los ahorros para el sistema que suponía la gestión de demanda que sus asociados estaban realizando bajo tarifa. El resultado, en términos de ahorro anual para la suma de potencias y consumos de los asociados, fue el siguiente:

Reducción de demanda en horas punta (en el argot, modulación): El ahorro para el sistema se produce porque el mercado marginal fijaría precios de la electricidad superiores en esas horas si la industria básica no redude su demanda. Se estableció un escalonamiento, entre 210 M€ ahorrados por 1.000 MW de reducción de demanda en esas horas y 898 M€ ahorrados para 3.500 MW reducidos, incluidos los menores costes de gestión, entre ellos las pérdidas en las redes.. La potencia conjunta AEGE cedida en horas punta era del orden de 2.700 MW, al que correspondería un ahorro en el entorno de 600 M€.

Seguridad de suministro (en el argot, interrumpibilidad): Entre 396,4 y 614,6 M€/año. La cifra inferior computaba el ahorro de costes fijos de las centrales que tendrían que estar siempre preparadas a la espera de ese problema, que en realidad se evita con la interrumpibilidad al servicio de Red Eléctrica, y la superior parte del coste a la sociedad que supone un apagón, que se evita gracias a esa interrupción de suministro a unos pocos, pero grandes. con una probabilidad de una vez cada 10 años. Se partió de experiencias reales, entre ellas el apagón ocurrido en agosto del 2003 en el Noroeste de los EE.UU. que llegó a afectar a Canadá.

Gestión de tensiones:  Muy técnico. Básicamente, gestión de reactiva en función de la situación de tensiones en cada nudo. El ahorro al sistema se estimó en 137,8 M€

Predictibilidad:  La incertidumbre sobre el consumo en una hora determinada fuerza al operador del sistema, Red Eléctrica, a mantener centrales en reserva para poder hacer frente a la volatilidad de la demanda, pero la demanda de la industria básica es totalmente predecible hora a hora. Para una potencia media anual de 4.000 MW Intermoney estimó un ahorro de 95 M€.

La suma supera los 1.300 M€/año, y la profesionalidad de Intermoney es indiscutible, pero no voy a sacralizar esos datos, entre otras cosas porque la propia consultora explica en su informe la complejidad del análisis a la hora de estimar el valor de cada una de estas colaboraciones de la industria con el mercado eléctrico. Pero el dato es tan claramente superior al coste anual de la interrumpibilidad, en el entorno de los 400/450 M€/año, e incluso al que pueda derivarse de la nueva normativa, que nadie debería tener dudas de que la gestión de demanda aportada por la industria básica  no es, ni de lejos, una subvención sino todo lo contrario, porque queda claro que, incluso asumiendo desvíos en los cálculos de la consultora, el resto de consumidores reciben más de la gestión de demanda de la industria que lo que pagan por ella.

La potencia instalada, la demanda máxima y la no necesidad de la interrumpibilidad de la industria

A final de 2011 la potencia total instalada en la península era de unos 100.000 MW, más del doble de la punta de demanda esperable, pero eso no baasta. Hay que tener en cuenta que más del 50%, incluida la hidráulica, no es firme porque depende, entre otras cosas, de condiciones meteorológicas. Y que  el concepto de seguridad de suministro tiene que incluir a las líneas de transporte y distribución, las dificultades de gestión del sistema y las situaciones locales. Un ejemplo: la última orden de interrumpibilidad se produjo en diciembre del 2009 en el sur de España, y la causa fue climatológica y local.

Pero miremos a medio y largo plazo en lugar de sólo lo inmediato. De acuerdo con la Planificación 2012-2020 sólo va a crecer, y ya veremos con la crisis, la potencia no gestionable, y decrece la firme. Aplicando a esa realidad condiciones duras, no viento, año seco, noche, e indisponibilidades altas pero no anormales en los grupos firmes, la potencia disponible se sitúa en 2014-2015 en el entorno de los 45.000, si mantenemos el criterio de que siempre haya un 10% de margen seguro, por si acaso. Pues bien, la punta de demanda en 2011, en plena crisis, alcanzó los 43.900 MW según REE. ¿De verdad podemos estar tan tranquilos?.

Además, y es algo muy preocupante, los ritmos de trabajo a los que están sometidos los ciclos combinados, oscilando permanentemente para dar soporte a las variaciones eólicas, solares, etc, no tienen nada que ver con sus condiciones de diseño, lo que sin duda provoca indisponibilidades más elevadas de lo normal. Sepamos que sólo un 10% de indisponibilidad añadida en los ciclos supone 2.500 MW seguros menos.

Pero sobre todo, y para acabar este capítulo, la gestión de demanda asumida por la industria no se puede poner o quitar si llueve o no. Estamos hablando, e insisto, de la forma elegida por el gobierno español para que empresas intensivas en electricidad, y en inversión, consigan competitividad, y si la senda de futuro es tan incierta como defienden algunos, interrumpibilidad sólo el año que haga falta, adiós a las inversiones.

¿Qué ha cambiado el borrador de Orden Ministerial?

 A mi juicio, dos cosas conceptualmente positivas. La primera comienza a distinguir entre la “modulación”, las paradas diarias programadas y largas para rebajar la punta de demanda diaria del sistema, y la “interrumpibilidad”, las paradas ante situaciones críticas sobrevenidas para evitar apagones. Y la segunda, consecuencia de la primera, facilita la incorporación a la gestión de demanda de la parte de la industria básica que se había quedado fuera por varios motivos, uno de ellos la imposibilidad técnica de asumir todos los días paradas de varias horas. En origen, años 80, modulación e interrumpibilidad estaban perfectamente separadas, pero a partir de 2007 se mezclaron bajo el concepto de interrumpibilidad. Como son dos servicios muy distintos, y ambos útiles para el sistema eléctrico, conviene volver a separarlos, para que cada empresa pueda aportar “su” máximo posible a la gestión y, de esta forma, seguir consiguiendo competitividad eléctrica, tal como decidió el gobierno en su momento y confirma ahora en esta Orden Ministerial.

¿Qué cambiaría yo, si pudiese?

El límite mínimo de 100 MW para incorporarse a la nueva fórmula. Podría parecer que sólo a partir de esa potencia se dan las condiciones de consumo totalmente plano, lo mismo a todas horas, que exige la propuesta de norma para la nueva formulación, pero no es así. Por eso, a mi juicio sería positivo, y útil, establecer un escalonamiento de potencias y coeficientes, empezando por ejemplo en 25 MW y acabando en  más de 100 MW, para no dejar fuera empresas técnicamente igual de complejas, y para que nadie pueda pensar que se ha buscado una solución exclusiva para un conjunto de empresas.

Resumen y conclusiones

Desde hace ya casi 30 años la industria básica española, por decisión del gobierno, ha tenido que someterse a un modelo de gestión de demanda eléctrica, adaptando sus ritmos de producción a las necesidades del sistema eléctrico para hacerlo más seguro y eficiente, de forma que las contraprestaciones a esos esfuerzos permitieran conseguir precios eléctricos competitivos. Mientras, sus colegas europeos conseguían,  y siguen consiguiendo, precios eléctricos incluso mejores sin ningún esfuerzo, porque sus gobiernos decidieron en su día, y siguen en ello, tratamientos específicos para esos sectores en la aplicación de los costes regulados.

El resultado ha sido positivo para el sistema eléctrico, y suficiente para las empresas, pero lo que está claro que no estamos hablando de medidas coyunturales ni mucho menos. No se puede poner y quitar según la circunstancia corta, sino hacerlo siempre útil para las dos partes, teniendo en cuenta todas sus facetas.

El borrador de Orden Ministerial tiende a reforzar el esquema de gestión de demanda buscando la incorporación de empresas que, por diversos motivos, se quedaron fuera, pero que también necesitan de forma imperiosa competitividad eléctrica. Para ello retoma la distinción entre los dos servicios fundamentales, modulación, rebaja de la demanda en horas punta todos los días, e interrumpibilidad, cortes a petición de Red eléctrica para evitar apagones ante problemas sobrevenidos.

Todo ello positivo, razón por la que conviene evitar un límite inferior tan alto, 100 MW y cambiarlo por un escalonamiento de niveles de potencia, empezando por ejemplo en 25 MW para acabar en >100, para no excluir de nuevo a empresas y/o limitar su capacidad de colaboración positiva con el sistema eléctrico.

Y siempre dando por supuesto que la necesaria reconversión eléctrica tendrá en cuenta a la industria básica y su competitividad, y no al revés.