Este es el segundo post dedicado al Sistema Eléctrico. En el primero de la serie comentábamos cómo era responsabilidad de Red Eléctrica de España asegurar el balance entre producción y consumo para mantener la estabilidad de la red.
Hoy hablaremos de un tema candente, ¿cómo se pone precio a la electricidad en el mercado mayorista?
¿Qué es el pool eléctrico?
El pool eléctrico es el principal mercado mayorista de la energía eléctrica en la Península Ibérica, ya que engloba a España y Portugal. En el pool, productores y comercializadores negocian la compraventa de electricidad para establecer el precio diario de la luz por horas.
En España, el pool está gestionado por el OMIE (Operador del Mercado Ibérico de Energía, ya que también incluye a Portugal), que es el operador de mercado eléctrico designado (NEMO, según la terminología europea acrónimo de Nominated Electricity Market Operator) para la gestión del mercado diario e intradiario de electricidad en la Península Ibérica.
En el pool eléctrico participan productores y comercializadoras de electricidad, así como consumidores cualificados de energía eléctrica. Estos agentes fijan el precio de la energía para cada hora del día de acuerdo con la oferta y la demanda presente de forma diaria y con un día de antelación, basándose en las previsiones de la demanda.
¿Cómo se fijan los precios de la electricidad en el mercado mayorista?
En España, y en toda la UE, tenemos un sistema común para fijar los precios (sistema marginalista) que utiliza el algoritmo EUPHEMIA -acrónimo de EU Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm– desarrollado por la compañía belga N-SIDE.
EUPHEMIA gestiona cada día el total del volumen de ofertas de compra y venta de Austria, Bélgica, República Checa, Dinamarca, Estonia, Finlandia, Francia, Alemania, Italia, Latvia, Lituania, Luxemburgo, Holanda, Noruega, Polonia, Portugal, España, Rumanía, Eslovaquia, Eslovenia y Suiza.
EUPHEMIA casa las distintas ofertas y demandas que recibe el mercado mayorista de la electricidad desde todos los países de la región para después fijar un precio nacional. Y lo hace, además, de manera síncrona para la mayoría de los países europeos y calculando los acoplamientos entre ellos. El objetivo del algoritmo es maximizar los beneficios para los compradores de electricidad y los vendedores, así como optimizar el uso de la capacidad disponible en las interconexiones entre los distintos países.
Utiliza un tiempo inferior a 10 minutos para tratar las órdenes, en línea con la operación de mercado diario de cada país y a través de una red de servidores con gran capacidad de procesamiento situados en cinco países distintos.
En el mercado diario, los productores lanzan sus ofertas al OMIE, que las recibe y ordena según su cuantía. Los precios ofertados están dentro de un rango mínimo y uno máximo que se actualizó recientemente en la disposición 8362 del BOE núm. 120 de 2021 (jueves 20 de mayo), en la que se establecieron un precio mínimo de oferta de -500 €/MWh y máximo de 3.000 €/MWh para el mercado diario y de -9.999 €/MWh y 9.999 €/MWh para el mercado intradiario (o sea, que los precios record que hemos visto hasta ahora podrían pulverizarse).
Como las ofertas las realizan productores de diferentes tecnologías de generación —eólica, solar, ciclos combinados, carbón…— cada una oferta a un precio diferente y el OMIE establece un precio de casación, cruzando la información con la demanda prevista y establece el precio de la luz del día siguiente.
También existe el mercado intradiario, con 6 sesiones a lo largo del día, que funciona de la misma forma que el anterior. En este enlace OMIE explica su funcionamiento.
Simplificando y resumiendo, por un lado se pone la demanda y por otro la oferta. Partiendo del 100% de demanda, se comienza a cubrir con lo que ofrecen los distintos productores, escogiendo primero aquellos cuyo coste es más barato. El precio final que recibirán todos los productores será el ofertado por la tecnología de generación que entró en el pool para cubrir toda la demanda.
Pongamos un ejemplo completamente ficticio:
Para un día/hora determinada se prevé una demanda a cubrir de 20.000 MW.
Se presentan varias ofertas: generación con energía nuclear, 7.000 MW a precio cero, generación eólica, 12.000 MW a precio también cero. Luego vienen los ciclos combinados (gas natural), 10.000 MW a precio 40 €/MW. Y por último carbón, 8.000 MW a precio 60 €/MW.
Al casar las oferta tendríamos los 7.000 MW de la nuclear, los 12.000 MW de la eólica y solo 1.000 MW de ciclo combinado, mientras que el carbón se queda fuera. Pero a todos se les paga el precio de casación, 40 €/MW que ha fijado la última tecnología que ha entrado en el pool.
Por lo tanto, el precio de casación queda fijado por el precio ofertado por la tecnología más cara, en este caso los Ciclos Combinados (40 €/MW).
Así, la producción nuclear e hidráulica (más baratas, al tener menos costes variables) se paga al mismo precio que las centrales térmicas, recibiendo un beneficio adicional, son los “beneficios caídos del cielo” (en inglés, windfall profits). Por ejemplo, ese beneficio (precio mayorista-precio ofertado) incluye el coste de los derechos de emisión, que las centrales térmicas deben pagar, pero que no aplican a hidráulicas y nucleares. Por eso, para intentar bajar el precio de la electricidad el Gobierno pretende acabar por ley con estos beneficios caídos del cielo, lo que no ha sentado muy bien a las afectadas y es que dicen que estos supuestos beneficios no existen.
La alternativa a los mercados marginalistas son los Mercados “Pay as Bid”, en los que el generador recibiría exactamente el precio que ofertó.
En próximas publicaciones veremos quién es el responsable de esta subida de precios – se culpa a los ciclos combinados, pero vamos a llevarnos una sorpresa – y para ello tendremos que ver en detalle cómo ofertan su electricidad las distintas tecnologías de generación y por qué. Veremos también cómo se trasladan a la factura doméstica todas estas variaciones de precios.
Espero que sigáis leyéndome y si el artículo os ha parecido lo bastante interesante, no dudéis en compartirlo.
Para saber más
OMIE. OMIE es el operador de mercado eléctrico designado para la gestión del mercado diario e intradiario de electricidad en la Península Ibérica. En su web explica en detalle cómo funciona el mercado eléctrico y dispone de datos muy interesantes sobre histórico de precios, tecnologías de generación, etc.
ENERGYLIVE. EnergyLive es una plataforma web dedicada a los datos y análisis de los mercados energéticos europeos.
Marginalismo. Artículo en Wikipedia sobre la teoría económica del Marginalismo, que se centra en el “margen”, es decir, en la última unidad producida o pérdida de un bien.
¿Por qué el mercado eléctrico es marginalista?. Artículo del 05/02/2021 en El Periódico de la Energía.
Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad. Artículo en la web Energía y Sociedad.
Actualización 01/12/2021
Javier Revuelta y el mercado eléctrico: Parte 2, o porqué el mercado eléctrico NO es marginalista, artículo de Javier Revuelta en PV MAGAZINE donde se explica que el mercado eléctrico no es 100% marginalista ya que una parte de la energía generada/consumida no se negocia mediante este sistema. Habla sobre los contratos bilaterales entre consumidores y generadores, compras a plazo, PPAs (Power Purchase Agreement, o compras de energía a largo plazo), los precios para la producción renovable “antigua” (anteriores a 2020) que no cobran el precio spot… en definitiva, una energía que se compra y se vende fuera del mercado marginalista.
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