Sede del Grupo Redeia, en San Sebastián de los Reyes (Madrid).
El dilema de REE: si endurece las restricciones que eviten nuevos apagones subirá el precio de la luz
El mix eléctrico se decide en el mercado mayorista cada día, entran primero las energías más baratas, que suelen ser las fotovoltaicas primero.
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El apagón total en la Península Ibérica del pasado lunes 28 de abril ha empujado a bucear más aún en cómo funciona el sistema eléctrico en nuestro país para intentar entender por qué ocurrió. Primero, hay que saber que el mix de generación se establece en un mercado donde se compran primero las tecnologías más baratas. Y la producción fotovoltaica lo es en las horas solares.
Sin embargo, Red Eléctrica (REE), la operadora del sistema, cuenta con cierto margen de maniobra para decidir qué tecnologías suministran finalmente la electricidad para asegurar que llega a toda la población.
Lo hace a través de lo que se conoce como 'restricciones técnicas', y con esta herramienta puede decir a un parque solar que deje de producir o pedir a un ciclo combinado de gas que se ponga a funcionar. Pero este movimiento hay que retribuirlo. Y ese coste se traslada a la factura de la luz.
"Una vez que se reciben los resultados del mercado eléctrico y los programas individuales de los generadores, se comprueba que son compatibles con la seguridad de suministro y se modifica lo que sea necesario para cumplir con los criterios de seguridad", explican fuentes próximas a REE a EL ESPAÑOL-Invertia.
La operadora del sistema asegura el funcionamiento del sistema y mantiene el perfil de tensión de la red eléctrica. Y además REE gestiona otros mecanismos para asegurar el equilibrio entre generación y demanda que no presenten ninguna anomalía o cambios en sus requerimientos.
Encarecer la factura
Este proceso, llamado “restricciones técnicas”, supone un coste para el conjunto de los consumidores que se repercute en su factura. "Esta actuación del operador del sistema se limita a la imprescindible para no alterar el resultado del mercado, que es el que determina el mix de producción", explican las mismas fuentes.
Su participación suele variar cada día, pero en los últimos meses ha ido en aumento hasta suponer en algunos momentos entre el 10% y el 20% del mix eléctrico.
Pero ¿qué porcentaje de restricciones técnicas pueden aplicarse cada día? "No hay un límite, se supone que lo que sea necesario para garantizar la seguridad del suministro", señala a este diario Javier Colón, CEO en la consultora Neuro Energía y presidente en ACENEL (Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica).
"Después de acudir al mercado, que es diario, REE decide si quita unas centrales y pone otras si una zona está sobrecargada o no se puede garantizar el suministro por un fallo", continúa. "Quita algunas centrales que encuentran comprador en el mercado, más económicas, por otras más caras que deben resolver las necesidades de seguridad del sistema".
Por ejemplo, "en primavera, puede que vea necesario que entre alguna nuclear que no ha encontrado comprador en el pool y en diciembre, si hay ciclos suficientes, REE no convoca tantas restricciones", dice el experto. De lo que no hay duda es de que la factura de la luz será más cara cuanto más active las 'restricciones técnicas' y cuanto más caras sean esas centrales.
"Hay que pagarles lo que pidan, porque resuelven restricciones técnicas, pero luego la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) vigila que los precios que oferten los productores estén dentro de un orden razonable".
Las más caras, en 2025
Según explica Joaquín Coronado, experto energético y presidente de Build to Zero, en redes sociales, "el coste de aplicar las restricciones está disparado de enero a abril de 2025, con costes diarios de 474 millones de euros, y con coste de restricciones en tiempo real de 654 millones".
El coste del pasado día 28 inmediatamente antes del apagón fue que la nuclear subió de 1.763 MW a 3.381 MW y los ciclos combinados de gas subieron de 0 a 971 MW.
"Ahora Red Eléctrica está activando las restricciones ténicas mucho, porque hay poca demanda y mucha producción renovable, por tanto, el peso relativo en la factura será mucho mayor", apunta por su parte Colón.
El precio del mercado mayorista eléctrico ha descendido este domingo hasta los 11 euros/MWh, y durante diez horas del día, la luz es de coste cero o incluso negativo, en un intervalo que irá desde las 09.00 horas hasta las 19.00 horas. Tras darse un mínimo histórico de -10 euros/MWh el pasado jueves, el mínimo del domingo será de -5,01 euros/MWh.
Boom solar
En estos años, España vive un boom de crecimiento fotovoltaico, de hecho, en marzo esta tecnología ya se convirtió en la primera en potencia instalada. Así que es fácil de suponer que la energía solar alcance cifras récord. En 2024, ya aportó más del 21% de la electricidad, frente al 17% de 2023. Como todos los parques solares generan al mismo tiempo -en las horas de sol-, se 'canibalizan' sus precios y de ahí que, entre otras razones, caiga su precio incluso hasta marcar cifras negativas.
Los días 21, 23 y 25 de abril se produjeron diferentes máximos de la generación fotovoltaica y solar térmica. Estos récords de generación se han producido por la disponibilidad del recurso renovable, no porque Red Eléctrica haya intervenido en pos de esos récords.
Y Red Eléctrica no tiene influencia en los precios de los mercados de producción, ajenos a su gestión.
De hecho, "la parada de las nucleares durante una sucesión de días con alta contribución renovable es una elección voluntaria por parte de sus propietarios. Los resultados de los mercados eléctricos son los que determinan la producción de las plantas, no una decisión del operador del sistema", concluyen las fuentes próximas al operador del sistema.
