¿Cómo funciona el mercado eléctrico en España?

¿Cómo opera el sistema eléctrico?

Desde sus inicios, y particularmente durante la reciente crisis de costos energéticos en la que aún estamos inmersos, los mercados de energía eléctrica han estado bajo constante discusión. Comúnmente, se vincula directamente el mercado eléctrico con el mercado diario, donde ocurre la transacción de compra y venta de energía. No obstante, este es solo uno de varios mercados donde se comercializa la electricidad y no necesariamente el más crucial. A pesar de las expectativas contrarias, este dispositivo funciona como se anticipaba. No obstante, situaciones inusuales, como la coyuntura actual del mercado global del gas, están ocasionando que los costos de la electricidad alcancen niveles excepcionalmente altos. Para entender el funcionamiento de estos mercados, entre los más complejos, exploraremos desde el flujo de energía hasta la gestión de sus riesgos y como se organiza la subasta.

¿Cómo se estructuran los mercados de energía eléctrica?

El ciclo de la electricidad es bastante sencillo. Se genera en diversas instalaciones de producción (térmicas, eólicas, hidroeléctricas, solares, etc.) operadas por distintas empresas. Luego, se distribuye a través de redes de transporte y distribución, propiedad de empresas reguladas. Por último, se suministra a los consumidores finales mediante empresas de comercialización. En lo que respecta a la negociación de electricidad, se realiza a través de varios mercados con diferentes horizontes temporales: A largo plazo (meses, incluso años), se establecen mercados a futuro. Es común que las empresas industriales aseguren el suministro de energía que planean utilizar durante un año fiscal para fijar un precio que les permita planificar sus operaciones con antelación. En contraste, los hogares pequeños también establecen contratos, generalmente de un año, que se renuevan automáticamente y pueden ser indefinidos.

¿Cómo se organiza la subasta de energía?

El mercado diario organiza una subasta para la entrega de electricidad en las 24 horas siguientes. Esta subasta utiliza un sistema de "precio único", donde todos los participantes pagan el mismo precio por cada hora. Una opción diferente son las subastas "pago según oferta", donde cada participante paga o recibe dinero según su oferta. Sin embargo, esto puede llevar a asignaciones ineficientes si las predicciones de los participantes no son precisas. Además, están los mercados intradiarios y los mercados de balance, administrados por el operador del sistema. Su tarea es mantener un equilibrio constante entre la generación y la demanda de electricidad. Lo que cada actor paga o recibe se determina por la actividad en estos mercados. Aunque sus precios están conectados con los del mercado diario, son diferentes. Por ejemplo, para un cliente con un contrato anual, el precio es fijo y no cambia con el mercado diario. ¿Son parecidos los precios de ambos mercados?Aunque con el tiempo los precios de ambos mercados tienden a igualarse, no lo hacen en todo momento. Por lo tanto, en momentos de cambios significativos en los costos y precios, como los actuales, solo considerar el precio del mercado diario podría distorsionar la percepción de la realidad.

Gestión del riesgo en los mercados energéticos

Los distintos participantes exhiben diversos grados de aversión al riesgo y, en consecuencia, realizan adquisiciones con distintos plazos. Por ejemplo, algunas compañías suscriben acuerdos de suministro a tarifa fija desde enero hasta diciembre para asegurar el precio de uno de sus principales elementos. Por otro lado, algunos productores comercializan una parte o la totalidad de su producción a plazo. La generación expuesta al precio del mercado diario se divide en dos grupos principales:

Por un lado, la mayor parte de la generación térmica y geotérmica y una porción de la hidroeléctrica, que obtienen sus ingresos del mercado diario e intradiario.

Por otro lado, se encuentra la generación renovable, que recibe pagos por la energía vendida en el mercado diario y un pago adicional regulado que se actualiza cada tres años.

Esto significa que, si el precio del mercado diario es alto, la generación renovable recibe un pago elevado que se compensará en años venideros con un pago regulado menor. Además, existe la generación que no está sujeta al precio del pool:

La eólica y la solar, que no están dentro del régimen regulado.

La nuclear y la hidroeléctrica de flujo.

El gas con contratos a plazo.

Precio de la electricidad en España

Demanda de energía: mercado libre y regulado

La mayor parte de la demanda de energía se contrata en el mercado libre a precio fijo (77%), mientras que el resto (23%) abona el precio del mercado diario. Por lo tanto, este 23% se ve afectado por las variaciones del precio en el mercado diario. Menos de la mitad de la demanda eléctrica, proveniente del 23% que se abastece en el mercado diario, corresponde a los hogares bajo la tarifa regulada (PVPC). Aunque esta fracción puede parecer insignificante, tiene un peso social considerable, dado que aproximadamente 10 millones de consumidores domésticos están suscritos a este régimen tarifario. La porción restante de la demanda proviene de clientes industriales que prefieren el mercado mayorista. Fuente: Estudio de CNCM sobre el Conocimiento de la diferencia entre el suministro de electricidad / gas natural en el mercado liberalizado y en el mercado regulado (PVPC / TUR) (porcentaje de hogares) Este desequilibrio en el mercado se atribuye principalmente al volumen de producción renovable sujeta a RECORE. Para corregir esta discrepancia, se pueden emplear derivados financieros basados en mercados eléctricos extranjeros o en el precio del gas, o mantener posiciones abiertas, como empresas que adquieren electricidad a precio del mercado mayorista y la venden a precio fijo. España ha alcanzado un nuevo hito en su producción energética: el 50% de su electricidad proviene ahora de fuentes renovables, según el Informe OBS del Sector Energético 2024. A pesar de estos avances, España sigue alejada de sus metas propuestas. Se destaca como líder mundial en la fabricación y generación de energía eólica terrestre, aunque enfrenta desafíos en el desarrollo de parques eólicos marítimos debido a problemas en su litoral. Las comunidades autónomas de Castilla y León, Andalucía, Castilla-La Mancha, Aragón y Galicia son líderes en la producción de energía limpia, mientras que Cantabria, la Comunidad de Madrid y las Islas Baleares están rezagadas. Por otro lado, las plantas nucleares continúan operativas, enfrentando oposiciones diversas, y se espera que sigan siendo fuentes confiables de energía en los años venideros. En compañías energéticas con operaciones verticales integradas, se lleva a cabo una transacción interna entre la producción y la comercialización dentro de la misma entidad. Esta táctica es una de las estrategias clave empleadas por estas compañías para reducir su riesgo y les posibilita proporcionar a sus clientes tarifas de luz y gas mucho más estables y constantes que las del mercado al por mayor. En el año 2023, las fuentes renovables generaron 116,844 GWh de electricidad en España, mostrando un incremento del 14.3% en comparación con el año anterior, gracias a las condiciones climáticas favorables. El 3 de noviembre de ese mismo año, se alcanzó un récord de participación de las energías renovables en la producción diaria de electricidad, llegando al 73.3%. Según el informe, en 2021 España dependía en un 69% de la energía exterior, subrayando la urgencia de disminuir esta cifra y la oportunidad de convertirse en un exportador de energía, lo que traería consigo beneficios económicos y de imagen, así como el impulso a la creación de empleo. Fuente: Informe anual de Sedigas En cuanto a la producción y demanda de energía por regiones autónomas, se nota un desequilibrio significativo. Castilla y León lidera la producción con 20,744 GWh, seguida de cerca por Andalucía, Castilla-La Mancha, Aragón y Galicia. Por otro lado, Cantabria, la Comunidad de Madrid y las Islas Baleares generan menos de 500 GWh cada una. El informe resalta la necesidad de que más regiones impulsen el desarrollo de infraestructuras energéticas para cumplir con los objetivos de la UE para 2030 y 2050. Además, destaca la urgencia de acelerar los estudios y licitaciones para reducir la dependencia de los combustibles fósiles y las importaciones de energía. El consumo nacional de energía entre enero y septiembre fue de 183,762 GWh, mostrando una disminución del 4.1% respecto al año anterior, sin que necesariamente las regiones que más consumen sean las que más producen. Ante esto, se ha propuesto la implementación de una tarifa eléctrica regional que compense a las comunidades más productoras en comparación con las más consumidoras.