Red Eléctrica planea cambios para reducir de forma urgente el consumo industrial en momentos críticos

La revisión se enfoca en el Sistema de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), un mecanismo diseñado para garantizar que el mercado eléctrico cuente con reservas suficientes en momentos en que la producción no pueda cubrir la demanda prevista.

Para ello, REE, como gestora del sistema, mantiene una cartera de compañías que pueden detener «forzosamente y de forma urgente» su actividad para evitar un desequilibrio entre oferta y demanda. La entidad presidida por Beatriz Corredor trabaja actualmente en la modificación de los requisitos del SRAD con el objetivo de incorporar nuevas empresas que puedan parar su actividad y, además, reducir el tiempo de respuesta desde que se emite la orden hasta que se produce la desconexión.

Actualmente, REE incorpora en su cartera del SRAD a empresas que pueden ofrecer una capacidad de reducción de demanda de al menos un megavatio. Lo hacen a través de una subasta, a cambio de una retribución fija anual millonaria, más una variable en función del número de activaciones del mecanismo y del precio de la electricidad en esos momentos. Ahora, el equipo de Corredor busca permitir que industrias con una potencia mínima de 0,1 MW puedan unirse para presentar ofertas conjuntas, siempre que sumen al menos 1 MW.

La última puja pública para captar empresas dispuestas a realizar estas paradas se produjo en noviembre del año pasado y contó con la participación de una veintena de grupos industriales, que recibirán una retribución fija de 283 millones de euros, el doble que en 2024. A esta cantidad se sumarán compensaciones adicionales cada vez que se vean obligados a interrumpir su producción, en función del precio vigente en el mercado eléctrico en ese momento.

Esta cifra se añade a los 237 millones ya desembolsados en los dos años anteriores —94,3 millones en 2023 y 143 millones en 2024—. En total, los consumidores españoles habrán pagado 520 millones de euros en tres años, a través de su factura de la luz, para compensar a las fábricas dispuestas a detener su actividad. A ello hay que añadir los pagos variables que se generan cada vez que se activa efectivamente este mecanismo de protección.

En los dos últimos ejercicios, REE ha activado este servicio en cinco ocasiones —una en 2023 y cuatro en 2024—, principalmente para hacer frente a situaciones en las que se produjeron paradas inesperadas de centrales nucleares o una baja aportación de las energías renovables. No obstante, se descarta que estas situaciones implicaran un riesgo real de apagón.

Además, Red Eléctrica pretende reducir a solo 12,5 minutos el plazo máximo del que disponen las fábricas para detener su actividad desde que reciben la orden, frente a los 15 minutos actuales. También se busca acortar la duración máxima de la parada, que pasaría de tres horas a solo dos.

Las modificaciones están ya sobre la mesa, aunque su aplicación no llegará hasta 2026. El pasado 30 de abril, dos días después del denominado «cero energético», REE cerró el proceso de consulta pública. Ahora, la compañía debe presentar una propuesta definitiva a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que deberá autorizar los cambios antes de que puedan entrar en vigor.

Por otra parte, el plan de REE y el Gobierno para dotar de seguridad al sistema eléctrico y evitar nuevos cortes priorizando los ciclos combinados sobre las renovables ha puesto en guardia a las comercializadores independientes que están viendo cómo esta medida de carácter provisional ha disparado los costes. «Concretamente, el coste de restricciones técnicas aumentó de 11 euros en abril a 24 euros en mayo», defiende la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE).

La entidad que representa a nombres de la industria como TotalEnergies o Factorenergía, ha enviado una carta al gestor del sistema solicitando información para entender las medidas que se están adoptando y su previsión sobre la temporalidad de las mismas.