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La primera subasta de interrumpibilidad. Parece que ha primado la facilidad para interrumpir frente a la necesidad de lograr precios competitivos. Algo hay que cambiar

La pasada semana se celebró la subasta de interrumpibilidad organizada por REE. Los resultados más relevantes se recogen en el cuadro a continuación, y me voy a apoyar en ellos para razonar y reflexionar. Los datos son todos oficiales, salvo los precios de salida, que me los han comentado. Primero voy a resumir mi opinión sobre los resultados, pensando en el  Ministerio, REE y empresas para, luego, reflexionar porque a mi juicio ha pasado lo que nos temíamos que podía pasar, que primarían las interrumpibilidades baratas frente a las necesarias para competir. Creo que hay que volver al diálogo, una vez vivida la experiencia de esta primera subasta.

Imagen1Una reflexión sobre opiniones del Ministro Soria: Me han preocupado mucho los comentarios en el sentido de que todas las empresas han acudido a la subasta “en las mismas condiciones” y que la situación interna de la compañía depende “única y exclusivamente de la propia empresa” y que “no hay que establecer ningún tipo de vinculo entre las decisiones que se tomen en el ámbito interno de una empresa, sea cual sea, y un mecanismo que el Gobierno ha aprobado y que introduce mayor competencia entre las empresas”

¿Por qué me han preocupado? Porque si todas las empresas interrumpibles fuesen parecidas el Ministro tendría razón, pero me temo que no le han explicado suficientemente que cara a la competitividad eléctrica las empresas interrumpibles son muy distintas, y que hay que tener en cuenta SUS condiciones tecnológicas, el peso de la electricidad en SU valor añadido, SU dependencia real de la exportación, etc, y que no hay UN precio eléctrico competitivo, sino uno para cada producto. O sea, tiene razón el Ministro cuando dice que la subasta introduce mayor competencia entre las empresas a la hora de valorar la interrumpibilidad, pero hay que tener en cuenta que las empresas no se dedican a “fabricar” interrumpibilidad, sino acero, cobre, aluminio, papel, cemento, química, gases, etc, y ahí si compiten bien contando con la interrumpibilidad como herramienta de competitividad, pero no como objetivo.

¿Qué ha pasado?: Tal como yo lo veo, si para unos interrumpir es fácil y hay casos en los que su competitividad eléctrica está incluso conseguida, mientras que otros están en el extremo contrario en ambas cosas, la subasta da más poder a los primeros, a los que les bastan precios de interrumpibilidad que para los otros son inviables, con lo que se pierde el objetivo clave de la interrumpibilidad regulada, que fue siempre que cada empresa encontrase SU propio equilibrio entre el esfuerzo para interrumpir y la compensación necesaria para conseguir SU competitividad, dentro del margen global de valoración anual del producto interrumpibilidad.

Los resultados globales: Me imagino que para REE todo bien. Subasta más rápida que lo esperado, toda la potencia colocada y precios bajos, pero para las empresas no. Importante que en el producto 90 MW una empresa sólo colocó la mitad de lo esperado, porque se asignaron 9 mientras que las empresas pretendían 12. ¿Cómo se soluciona esto, porque no creo que en un año, salvo cierres, puedan conformarse con 9?. Y en el producto 5 MW una veintena de empresas fuera, y las de dentro a un precio infinitamente inferior al preplanteado incluso en el BOE. O sea, parece que se confirma que las empresas de interrumpibilidad con baja importancia en sus resultados, o las que les es fácil interrumpir, tienen peso suficiente para conducir a este resultado, que por tanto se repetirá?¿Y qué hacemos con las empresas excluidas pero tecnológica y funcionalmente competitivas salvo en precios eléctricos… que cierren?

Precios y productos: Entiendo que para la gestión de REE se valore en positivo un nivel alto de potencia interrumpible a nivel empresa, y que por eso el producto 90 MW sea más caro de salida que el 5 MW, pero eso no justifica la diferencia de precios medios finales, que probablemente responde a lo que hemos comentado antes. En el producto 90 las empresas no son iguales pero tecnológicamente todas muy complejas y supersometidas a competencia global, luego la competitividad via interrumpibilidad tiene que valer lo que vale para ellas, pero en el producto 5 hay mucha variedad de sector, tamaño y condición, luego el precio ha podido estar muy influido por la interrumpibilidad fácil, con lo que el producto 5 MW supone el 60% de la potencia asignada, pero menos de un tercio del coste global.

Pero hay más. Voy a poner un ejemplo que me lleva a la conclusión de que en esto de los bloques hay que hacer algo: Imaginemos dos empresas del mismo sector, una capaz de ofrecer el producto 90 y la otra, un poco más pequeña, que por ejemplo “sólo” puede ofrecer 80 MW, para lo cual consigue adjudicarse en la subasta 16 productos 5 MW. El resultado final es que una obtiene una compensación por interrumpibilidad de 26.5 millones de € y la otra 7,5 millones de €, creando un problema de competencia interna en el propio sector provocada por una cosa regulada y, además, esos 10 MW interrumpibles valdrían 1,9 Millones de €, 5,5 veces más que el precio de salida. Aunque el número 80 es un invento mío, me consta que hay problemas de este tipo al menos en siderurgia y química.

La subasta “complementaria”: No me atrevo a opinar. Por supuesto podría valer para reincorporar empresas que resultaron excluidas, pero no veo cómo conseguir precios suficientes para ellos que no provoquen protestas de los ya “adjudicados” la semana pasada. Y que sólo sirva para resolver el problema del producto 90 MW me parecería injusto.

Mi propuesta: Recordar que el esquema base no buscaba una interrumpibilidad barata,  sino un esquema de colaboración empresas-REE neutro, ahorro en el diseño y gestión del sistema comparable a lo recibido por las empresas. En estos momentos puede parecer que la interrumpibilidad no es imprescindible, pero no es lo único en lo que la gran industria puede colaborar con REE a cambio de garantía de competitividad. Pero ante lo que ha pasado en la subasta se me ocurre:

  • Aprovechar la experiencia para replantear el formato de la subasta, de forma que no sea la tecnología la que eche a las empresas y que la frontera 5-90 no cause problemas intersectoriales.
  • Buscar nuevas posibilidades de gestión de demanda no para que aumente el coste anual, sino para que las empresa y REE puedan encontrar nuevos caminos cuya suma a nivel empresa pueda ayudar a resolver los problemas que ha generado la subasta.
  • Aunque en algunos sectores solo tenemos una empresa, ¿se podría pensar en subastas de interrumpibilidad a nivel sectorial, aplicando a todos el mejor precio resultante para ahorrar?. Francamente, no lo he pensado lo suficiente, pero ahí queda.
  • Supongo que una cosa como esta no se resuelve de aquí a final de año, pero no veo dificultades para prorrogar durante por ejemplo un trimestre el esquema de pagos previo a la subasta, limitado a lo presupuestado para 2015, y dedicar estos cuatro meses a corregir los problemas que han aparecido con la subasta
  • ¿Cómo? Volviendo al diálogo que ha presidido siempre todo lo referente a interrumpibilidad, incluidos los últimos 12 meses.
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Bruselas propone un nuevo esquema de ayudas de estado por razones ambientales o energéticas y apoya la gestión de demanda. ¿Importante para la interrumpibilidad? A mi juicio si

En abril la Comisión Europea publicó las Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-2020. http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/eeag_en.pdf Está todavía a nivel consulta, y en 71 páginas primero reconoce que los Gobiernos tendrán que ayudar a las empresas intensivas en energía y sometidas a competencia global porque, si no, mientras la UE mantenga sus objetivos energético-ambientales se perderá industria, por mucho que se hable del objetivo de  20% de peso industrial en el PIB UE en 2020. Después, el documento establece el cómo, quien y en qué condiciones podrá recibir esas ayudas sin romper la unidad de mercado de los sectores correspondientes. Los apartados previstos como objetivo de esas ayudas son las energías renovables, la eficiencia, la gestión de residuos, el almacenamiento de CO2, la compensación de impuestos relacionados con las renovables, las infraestructuras energéticas, la adecuación de la generación, el comercio de CO2, o similar, y la reubicación de empresas. O sea, objetivos amplios y complejos, de los que hoy sólo quiero destacar que en el punto Aid for generation adequacy aparecen, entre otros, dos planteamientos relacionados con la gestión de demanda que se pueden resumir en:

  • Gestión de demanda como herramienta para que los operadores puedan complementar la generación.
  • Posibilitar que en esa “Generation adequacy” puedan intervenir operadores de otros países miembro, donde sea físicamente posible

Para España la cosa es muy directa, por nuestra experiencia en gestión de demanda y por nuestra situación de isla eléctrica. Por ello voy a agrupar por temas situaciones y opiniones recientes de Bruselas, Gobierno, REE y los empresarios para, al final, hacer reflexiones y, si caben, propuestas respecto de ambos planteamientos UE aplicados al mercado ibérico.

Imprescindible competitividad eléctrica: Aunque por fin es un tema asumido por todos, todavía no es real ni está garantizado. Bruselas la promete, los gobiernos de cada país reaccionan en función de su sensibilidad industrial, pero para la industria electrointensiva es imprescindible y de forma visible a largo plazo, porque el  coste eléctrico, pagando la electricidad a precios locales, es el factor más diferenciador al competir en un mundo globalizado.

La importancia de la gestión de demanda para España: No podemos olvidar que la globalización de la industria básica española se ha producido con unos precios eléctricos “atemperados” por la compensación al esfuerzo de gestión de demanda, la regulada en cada momento, que hacía que a más esfuerzo más compensación, ya que el concepto de “precio eléctrico competitivo” depende de sector, producto, tecnología, situación geográfica, luego es específico para cada empresa. No voy a repetir de nuevo todo lo que ya he explicado respecto de la gestión de demanda en España, pero si un resumen. Se creó en los 80 precisamente porque España se enfrentaba a problemas de escasez de potencia eléctrica instalada y la solución que se decidió fue complementar la potencia instalada vía gestión de demanda asumida por la industria básica y con el objetivo de que el esfuerzo correspondiente condujese a la empresa a “su electricidad competitiva”. Justo lo que ahora propone Bruselas, pero con 30 años de experiencia.

Nuestra gestión de demanda hoy: Ya sabemos que hemos pasado de interrumpibilidad+modulación+reactiva a sólo interrumpibilidad, y que estamos en pleno proceso de cambio hacia la asignación por subasta y a una interrumpibilidad no sólo técnica sino, también, por motivos económicos de gestión del sistema, y que habrá que esperar para saber si el nuevo sistema resulta mejor o peor que el anterior desde los dos puntos de vista, buena herramienta para el Operador del Sistema y competitividad para la industria básica. Lo sabremos en pocos meses, pero creo que no hace falta decir nada más para que quede claro que en España la interrumpibilidad es clave para la competitividad.

Algún dato para tener una referencia: He defendido en más de una ocasión que las únicas que saben de verdad la situación de precios eléctricos en cada sitio son las multinacionales, y que las que más “espabilan” son las más intensivas que más lo necsitan. De toda la muy interesante información aportada Imagenpor los ponentes en el Foro de AEGE (www.aege.biz) del pasado 7 de mayo, he seleccionado los datos de Ferroatlántica porque se trata  de  una empresa superintensiva en electricidad, que ya produce en  cinco países y empieza en el sexto, Canadá, y que es de las que más necesita esforzarse en interrumpir y modular, y lo hace. Bueno, pues a pesar de todo su esfuerzo de gestión de demanda, en 2013 pagó un precio un 40% superior al de 2007 y un 28% superior a la media de lo que paga en los otros cinco países,.

Isla eléctrica: La industria intensiva coincide en el sentido de que, en tanto en cuanto no se llegue a un mercado único real UE, España tiene que hacer lo mismo que hacen otros países, soluciones específicas que garanticen la competitividad eléctrica largo plazo.

Los peajes y las interconexiones: Ya nadie duda que, sin interconexiones suficientes, no hay mercado real, pero a mi me sale una duda adicional. Supongamos que, algún día, España consigue interconexiones suficientes con Francia, y que una empresa española consigue un bilateral físico con una eléctrica alemana en condiciones mejores que con las españolas. Pregunta: ¿Tendrá que pagar la empresa española los peajes alemanes, franceses y españoles?¿sólo la parte del transporte de los tres países, más la distribución en España?¿sólo un “peaje europeo”, todavía por inventar incluso conceptualmente?. En el caso de los productos normales el coste del transporte depende de la distancia, pero en electricidad, con los operadores de sistema perfectamente coordinados e informados de esos bilaterales físicos, la electricidad que entre por el contador la cobrará el alemán, pero normalmente procederá de centrales próximas, luego igual que ahora los peajes son los mismos en cada país, esté donde esté el consumidor, ¿No habrá que pensar en un futuro peaje europeo único, al menos en lo correspondiente a transporte y distribución, para hablar de verdad de un mercado único?. Eso sí, con los operadores trabajando a tope´.

La gestión de demanda y el Operador del Sistema: Es obvio que un auténtico esquema de gestión de demanda, no una mera subvención encubierta, tiene que tener en cuenta las necesidades del Operador del Sistema y las posibilidades técnicas de las empresas. Así se planteó en España desde el principio, en un ambiente de transparencia y buenas relaciones entre la industrias y REE. Dentro de esta buena relación, REE ha ido explicando a las empresas interrumpibles de diversas zonas y autonomías la situación y fechas de previsible aplicación del nuevo esquema de interrumpibilidad, contando con un amplio margen de tiempo para preguntas y reflexiones. La última tuvo lugar en Sevilla el 6 de Mayo, coordinada por la Directora General de Industria, Energía y Minas de la Junta de Andalucía. Asistí, pero no voy a hacer un “acta” de la reunión, pero si señalar tres reflexiones del Director General de Operación de REE:

  • En una situación de isla energética y mucho peso de electricidad no gestionable, para  REE es positivo contar con gestión de demanda fiable.
  • La interrumpibilidad y la modulación no son dos productos contradictorios, sino distintos.
  • El mercado ibérico ofrece precios en Portugal y España cada vez más acoplados, más coordinados y, desde el punto de vista físico, las interconexiones se van reforzando, con lo que se abre la posibilidad de que aunque sea un mercado con dos operadores de sistema, estos vayan profundizando en su colaboración contando con las mismas herramientas a ambos lados, gestión de demanda incluida.

Reflexiones: Los dos primeros puntos no son nuevos, pero para mí sí lo fue el tercero, y no puedo estar más de acuerdo porque cualquier mercado tiene que garantizar suministro y, en electricidad, esa garantía sólo es posible si la operación del sistema funciona bien en todas las circunstancias, incluyendo los flujos derivados de las contrataciones bilaterales físicas, estén donde estén proveedor y cliente. Por eso, si de verdad queremos hablar de un auténtico Mercado Ibérico, la coordinación de los dos operadores, en Portugal REN y en España REE, es perfectamente lógica y tendrá que ser tan intensa como sea necesario. Y si entramos en el concepto de “isla eléctrica ibérica”, como Portugal es +/- el 20% de España en electricidad, ese famoso 10% de interconexión mínima a través de Francia debe ser de más de 5.000 MW, o sea todavía más lejos en el tiempo, luego la única posibilidad durante años de mercado real UE es, para nosotros, sólo Mercado Ibérico. Y como Portugal también tiene mucho peso de renovables, una gestión de demanda potente, coordinada y diseñada en función de la situación conjunta sería positiva para la seguridad de ese sistema común y para la competitividad interna, dentro de la península, y externa de las electrointensivas ibéricas.

Conclusión: Tras este repaso, y dado que en las Guidelines origen de este trabajo Bruselas propicia la gestión de demanda y la coordinación entre operadores, ¿no merece la pena empezar a trabajar en esa mayor coordinación entre REE y REN y, con el objetivo de un mercado ibérico real y competitivo, ir buscando soluciones a los problemas que vayan surgiendo, como el de los accesos, incluyendo una gestión de demanda adaptada al nuevo esquema, Iberia, y de aplicación coordinada? Mi respuesta es que si, desde ya, con el valor añadido de que podríamos ir por delante de Bruselas, pero no a espaldas, en conclusiones, condiciones y soluciones válidas para hacer posible un auténtico mercado eléctrico supranacional, precios regulados incluidos, y con la visibilidad largo plazo que demanda toda la industria básica y que el mercado ibérico hoy no ofrece.

La interrumpibilidad y la modulación. Dos formas distintas de colaboración de la industria con la eficacia y seguridad del sistema eléctrico

En mi último trabajo, referido a la nueva OM de “gestión de demanda de interrumpibilidad”, expliqué, entre otras cosas, que el esquema de colaboración de la industria intensiva con el sistema eléctrico, iniciado en los 80, se centró en tres “herramientas” básicas, interrumpibilidad, modulación y gestión de reactiva, cada una con sus propias fórmulas de valoración y que, de esos tres componentes iniciales, la gestión de reactiva ya no se incluyó en la reforma 2007, en la que también la modulación dejó de ser un concepto independiente, integrándose su valoración en una nueva fórmula de interrumpibilidad, y que en la nueva OM de “gestión de demanda de interrumpibilidad”, de 1 de noviembre 2013, la modulación no tiene cabida en la práctica.

He recibido bastantes comentarios, que se pueden resumir en que no he explicado en qué consiste la modulación, sus diferencias con la interrumpibilidad y por qué no “cabe” en la referida OM, por lo que me parece oportuno corregir esos vacíos, para lo que a continuación voy a explicar que es lo que se pretende con la interrumpibilidad y la modulación, para que se vea que ambos son positivos para la eficiencia del sistema y su seguridad y que, no siendo incompatibles, a veces su aplicación no puede ser simultánea. Luego luego pasaré revista a las dificultades relacionadas entre la modulación y la crisis económica y acabaré con una propuesta que permitiría reintegrar la modulación en la OM que nos ocupa.

La interrumpibilidad: En origen, se planteó como herramienta de último recurso para que REE pudiese evitar cortes de suministro ante situaciones sobrevenidas, escasez o fallos en las centrales de generación, sobrecargas en las líneas de transporte o distribución, otros problemas en las líneas, etc, de forma que la petición de interrumpibilidad a unas cuantas empresas permitiese a REE evitar el corte al resto de consumidores, dándole tiempo para restablecer el equilibrio. Por ello se previeron interrupciones de distinta duración.

A esta funcionalidad de último recurso la última OM ha añadido que la interrumpibilidad también pueda ser aplicable para abaratar lo que le cuesta a REE, y luego los consumidores, disponer de márgenes de potencia inmediata segura en todo momento y en todas las zonas de consumo. A partir de ahora, REE podrá obtener ese margen de seguridad aplicando la interrumpibilidad, a los precios del contrato anual, en lugar de tener que acudir a subastar esa necesidad de potencia entre los eléctricos, con el resultado de precios tendiendo a muy caros.

La modulación: El objetivo de esta herramienta es favorecer consumos máximos en horas valle y mínimos en horas punta, para “achatar” la curva de carga, es decir, reducir la diferencia entre máximos y mínimos diarios para que no sea necesaria tanta potencia instalada en centrales y líneas de transporte y distribución para garantizar ese máximo, y que, una vez superado, ya no son necesarias. Unos datos para entendernos: en 2012, según datos de REE, la potencia máxima demandada en la península fue de 43.527 MW, el 13 de febrero a las 20:21 horas, la mínima fue de 17.597 MW a las 6 menos cuarto de la madrugada del día de Navidad, y la potencia media anual necesaria para producir los 268,6 TWh generados ese año sería de 30.583 MW, un 30% menos que la máxima, pero como el producto no se almacena, y lo consumimos todos para todo, personas y empresas, para garantizar la punta  hizo falta tener instalados y disponibles esos 13.000 MW más, sin incluir los márgenes de seguridad necesarios por si pasaba algo, y solo funcionaron todas las horas del año esos 17.600 MW suficientes para el mínimo. No tengo datos al respecto, pero se que la relación diaria punta-valle es mayor en España que en otros países. Y si hablamos de las líneas de transporte y distribución, también tienen que estar preparadas para esos 43.500 MW, más los márgenes de seguridad necesarios, y estar infrautilizadas el resto del tiempo. 

Y el problema clave no es la forma en que consumimos, sino que no haya stocks. Un ejemplo para aclararnos: seguramente la compra horaria de periódicos es más desigual que la de electricidad, pero basta con llenar los kioscos a las 7 de la mañana, y todo resuelto, y las rotativas y los camiones de distribución trabajan a su ritmo y en su momento, pero no cada vez que alguien compra un periódico.

Por eso, hasta que se desarrollen sistemas reales de almacenamiento, la única solución para disminuir el equipamiento total, y hacerlo más eficiente, es ajustar la demanda, lo que antes he llamado “achatar la curva de carga”. Por eso lo que la modulación planteó a la  industria fue conseguir, vía precios finales de la electricidad, que las empresas se comprometiesen a bajar sus demandas en todas las horas punta del año, y a funcionar a tope todas las horas valle, y todo ello de forma programada en función del calendario eléctrico oficial de cada año.

Modulación e interrumpibilidad son dos productos distintos, pero no incompatibles: La gran diferencia es que la interrumpibilidad es una herramienta de seguridad, que REE aplica a su criterio con el fin de resolver situaciones sobrevenidas, mientras que la modulación es más una herramienta de programación, en la que son las empresas, no REE, las que deciden reducir potencia en función de un calendario fijo, eso si, bajo programas preanunciados a REE.

Estas características no los hacen incompatibles, ni mucho menos, pero no es fácil encajarlas bajo un único esquema de valoraciones y condiciones porque, y espero que mis amigos de REE no se enfaden porque me atreva a ponerme en su lugar, y opinar que,  ante un problema sobrevenido complicado, los responsables de reequilibrar el sistema querrían disponer de la mayor potencia interrumpible posible, y en todas partes, pero como lo más probable es que las situaciones límite para REE se produzcan en los momentos de máxima demanda, resulta que a esas horas las empresas modulares están en mínimos de consumo, y les queda poca potencia interrumpible para ayudar.

Pero, por otro lado, creo que no hay que darle vueltas a que, en cualquier suministro,  es más fácil atender a una demanda plana, constante, que a otra cambiante según horas y sitios, luego consumidores con demanda “a contra curva”, con mínimos en horas punta y máximos en horas valle, ayudan a REE a la hora de gestionar el sistema, además de permitir ahorros en la potencia necesaria en centrales y líneas.

Es decir, las dos cosas, interrumpibilidad y modulación, son positivas para el sistema, pero su  falta de “simultaneidad” hace difícil su enfoque legal de forma integrada, por lo que sería preferible enfocarlas y valorarlas por separado

La modulación y la OM de 1 de noviembre: Tal como está redactada, la OM plantea que la empresa ofrezca el mismo nivel de potencia interrumpible para los 6 periodos horarios de las tarifas de acceso, desde el P1, punta, al P6, valle. Pues bien, pongamos una empresa que, cuando funciona con normalidad, demanda 50 MW, que en caso de interrumpibilidad, necesita mantener 5 MW porque hay instalaciones que no puede parar, y que lleva años modulando y demandando sólo 10 MW en el periodo P1. Luego sólo puede ofrecer 5 MW de potencia interrumpible en P1, y ese es el dato para el resto de periodos y para participar en la subasta de interrumpibilidad.

Sin embargo, si la misma empresa funcionase de forma plana, demandando también 50 MW en el periodo P1 y el resto, podría ofrecer nada menos que 45 MW interrumpibles, y obtendría una compensación 9 veces mayor. De ahí mi comentario de que la modulación no tiene cabida práctica en la OM de 1 de noviembre.

¿Pueden hacer algo las empresas modulares, dentro de la actual redacción de la OM de interrumpibilidad? : Desde el punto de vista técnico, la industria básica está preparada para funcionar de forma plana todos los días del año, y si una parte de ella se hizo modular fue, precisamente, por la propuesta de gestión de los 80, que valoró mucho la modulación. Luego una solución podría ser que las empresas modulares  volviesen a funcionar plano, pero aparece Murphy, como siempre, y es que muchas de las empresas más modulares son las más afectadas por la crisis de la construcción, con lo que la demanda interna de sus productos está bajo mínimos y ya han llevado al extremo las posibilidades de exportación, están sometidas a reajustes empresariales importantes y les resulta imposible incrementar de golpe la producción, que es lo que ocurriría si pasan a trabajar todas las horas del año. Luego, de repente, esas empresas, las más afectadas por la crisis en su propia actividad, ven que sus precios eléctricos tenderán a crecer de forma importante porque las compensaciones por interrumpibilidad bajan con dureza.

También podría plantearse otra solución, que es trabajar plano, pero a medio gas a todas las horas, para que la producción no aumente. Podría ser lógico desde la perspectiva empresarial, pero si seguimos hablando de empresas vinculadas al sistema, disminuir los consumos en horas valle va en contra de la situación del sistema peninsular español, que necesita forzar al alza como sea los consumos en valle,  porque la eólica marca máximos por la noche con mucha frecuencia, y deja muy poco margen para que sigan funcionando centrales eléctricas de base, imprescindibles para que el sistema se ajuste hasta cubrir la punta de demanda de cada día en condiciones de seguridad.

Propuesta: Es decir, como ya está demostrado, creo, los dos productos son muy distintos, y es lógico que una OM específica para la interrumpibilidad no acabe de dar encaje a la modulación, yo creo que lo mejor sería añadir un producto más en la subasta, definido precisamente por la diferencia entre la potencia demandada entre el periodo P6 y el P1, y con la condición de que la demanda en P6 sea la máxima técnica de la empresa. Y esto se puede aplicar a los dos productos a subastar que propone la OM, el de 5 MW y el de 90 MW, de forma que los aspectos clave de la OM se pueden mantener sin problemas teniendo en cuenta las horas de modulación a la hora de cumplir con las condiciones.