El mercado eléctrico español está experimentando notables variaciones en los precios horarios que impactan directamente en el coste del consumo industrial. Durante el 24 de octubre, por ejemplo, el precio medio del mercado diario alcanzó aproximadamente 137 €/MWh. Sin embargo, en muchas de las horas centrales del día se registró un precio de cero, a diferencia de lo que ocurrió durante la noche, cuando los costos aumentaron significativamente. En comparación, el precio medio mensual de septiembre fue de 143,25 €/MWh, más del doble que el año anterior, aunque el mes también vio 32 horas donde los precios fueron nulos o negativos. En los primeros tres trimestres de 2023, el precio promedio se situó en 74,10 €/MWh, acumulando un total de 936 horas con precios cero o negativos.
Esta fluctuación de precios representa una posible ventaja para los grandes consumidores de energía que puedan trasladar su consumo a horarios más económicos. Sin embargo, la implementación de este cambio debe ser analizada caso por caso, dado que depende del tipo de proceso productivo y de las condiciones de compra de energía. Un análisis general es inadecuado para determinar los costos de perfiles de consumo diversos, por lo que cada empresa debe sopesar su situación particular.
La gestión de la demanda se convierte así en una herramienta esencial, ya que cada decisión operativa debe estar alineada con los precios horarios. Antes de realizar cambios en el programa de producción, es crucial evaluar el ahorro energético potencial en relación con los requisitos operacionales y los costes de adaptación. El fin último es mejorar la rentabilidad de la actividad industrial sin sacrificar los estándares de producción.
Un estudio realizado por AleaSoft Energy Forecasting simuló el coste de la energía para un consumidor industrial con un perfil de consumo constante y evaluó el impacto de desplazar un 10% y un 20% del consumo hacia horas de precios más bajos. Aunque el perfil constante hubiese pagado una media de 81,70 €/MWh, al desplazar el 10% del consumo, el precio medio se redujo a 69,24 €/MWh, un ahorro del 15,3%. Si se desplazara el 20%, el coste medio disminuyó a 60,93 €/MWh, lo que representó un ahorro del 25,4%.
Cabe destacar que los resultados de este análisis dependen del día específico, con ahorros que variaron entre 4,35 €/MWh y 20,78 €/MWh para el primer escenario, y entre 7,21 €/MWh y 35,05 €/MWh para el segundo. Esta variabilidad sugiere que es fundamental considerar la dispersión de los resultados, además del promedio, al evaluar una estrategia de flexibilidad.
Sin embargo, el análisis también plantea limitaciones. La simulación solo considera los precios de energía del mercado diario, excluyendo peajes, cargos y otros costes asociados, lo que significa que los porcentajes de ahorro no reflejan una disminución absoluta de la factura energética total. Además, se basa en condiciones específicas de consumo constante y límites de desplazamiento, lo que restringe su aplicabilidad a todos los procesos industriales.
Por lo tanto, cualquier industria interesada en explorar la flexibilidad en su consumo debe empezar por identificar qué cargas son desplazables y durante cuánto tiempo. También es recomendable evaluar cómo optimizar esa flexibilidad frente a los precios proyectados, lo que requiere un constante seguimiento entre el consumo previsto y el real.
El autoconsumo y el uso de baterías podrían ampliar las opciones de gestión en algunos casos, aunque su integración debe ser analizada a fondo en relación con la demanda y la generación disponible. Las previsiones de precios y demanda eléctrica, ofrecidas por estudios especializados, facilitarán la adaptación del consumo industrial a un mercado con diferencias de precios tan marcadas. En este contexto, la electrificación de la industria pasará por un cuidadoso ajuste de la demanda a un sistema eléctrico cambiante, donde cada consumidor tendrá que medir las oportunidades de inversión en función de sus condiciones particulares.
