Funcionamiento del Mercado Eléctrico en España

EL MERCADO ELÉCTRICO

La electricidad es una de las principales formas de energía que alimentan el mundo en el que nos movemos. Por lo tanto, su precio afecta sobremanera en la cuenta de resultados de cualquier compañía, pero ¿cómo se fija el precio del kilowatio eléctrico en cada momento? ¿Cómo funciona el mercado eléctrico?

En primer lugar, debemos aclarar que existen mercados “spot” o al contado, y mercados “fordward” o a plazo. Estos últimos son mercados para precios futuros. Y los mercados al contado son aquéllos en los que se fija el precio actual. Aunque existe una relación directa entre ambos, y las grandes compañías eléctricas utilizan los dos tipos de mercados, nuestro objeto de estudio en este ensayo va a ser el mercado al contado.

Y dentro de los mercados al contado debemos diferenciar en España entre los siguientes mercados: PVPC y Pool. El PVPC es el sistema de fijación de precios para los suministros de menos de 10 kW y que no están en mercado libre, esto es, están en el sistema regulado por las autoridades públicas. Suelen ser los suministros particulares, de viviendas y mercado residencial.

Por su parte, el Pool es el mercado eléctrico principal, donde se determina el precio del Megawatio para todos los oferentes y demandantes. Uno de los componentes del mercado PVPC es el precio determinado en el Pool. Dentro del Pool existe un mercado diario, que fija el precio para cada día, y que constituye el sistema principal. Y un mercado intradiario, que es una negociación posterior a la del mercado diario, donde se ofertan y demandan precios para excesos y déficit de energía.

Nuestro ensayo va a describir de manera breve y concisa el funcionamiento del Pool en España.

EL OPERADOR DEL MERCADO

OMIE es la empresa que gestiona el mercado eléctrico. Se encarga de recibir las ofertas de los generadores de electricidad, y casarlas con la demanda de los compradores de electricidad, a través de la fijación de un precio marginal o precio de mercado.

El mercado eléctrico no es un mercado libre, sino que está regulado e intervenido por el Estado, quién determina el funcionamiento del mismo, fijando las reglas de determinación del precio que vamos a ver a continuación. OMIE se encarga cada día de casar oferta y demanda mediante la observancia de las reglas fijadas por el Gobierno.

EL MERCADO DIARIO. AGENTES DEL MERCADO

La característica principal de la electricidad es que debe generarse en el mismo momento en el que se consume. No se puede generar electricidad hoy, almacenándola hasta que se consuma, no existe dicha tecnología. Por lo tanto, la central eléctrica debe generar la electricidad en el mismo momento en el que nosotros encendemos la televisión, o necesitamos utilizar nuestras máquinas.

Ello conlleva que la oferta de energía deba ajustarse de manera exacta  a la demanda, puesto que de otra manera los kilowatios generados y no consumidos se perderían. O en sentido contrario, no se generarían los kilowatios suficientes para atender la demanda en cada momento.

Así, la oferta de electricidad se realiza cada día para el día siguiente. Y los demandantes acuden a comprar en contrapartida cada día la energía que necesitarán el día siguiente. Esto es el mercado diario.

Los oferentes de energía eléctrica son las empresas que generan electricidad a través de centrales nucleares, molinos de viento, centrales hidráulicas, paneles solares, o centrales de ciclo combinado, por ejemplo. Y los demandantes son las compañías comercializadoras de energía, que comprarán a los productores para suministrar después a sus clientes, los consumidores finales. También acuden directamente como demandantes las grandes empresas que consumen mucha energía, y a las cuáles les puede salir rentable utilizar recursos propios para comprar directamente en el mercado en vez de a través de un comercializador, en base a su nivel de demanda y sus economías de escala.

FIJACIÓN DEL PRECIO MARGINAL EN EL MERCADO DIARIO.

Cada día se subastan las 24 horas del día siguiente. Oferentes y demandantes “lanzan” ofertas al mercado (de ahí el nombre de Pool, que significa piscina en inglés). Los productores y compradores pueden hacer estas ofertas divididas en 25 tramos en cada hora y el resto de producción en tramos crecientes.

Respecto de la Oferta, debe seguir según normativa el siguiente orden:

  1. Primero entran los Megawatios (MW) ofertados por las centrales nucleares.A causa de la inercia térmica, y a su tecnología de funcionamiento, una parada y arranque sale más caro que mantener continuamente el servicio. Estos MW se ofertan a precio cero, por lo que finalmente recibirán el precio que determine el mercado.
  2. En segundo lugar entran las energías renovables determinadas por ley, como las eólicas o las solares. Sus costes variables son casi nulos (no se alimentan con combustible, sino con aire o con luz) por lo que siempre les será rentable vender energía (aunque la amortización de sus costes fijos es muy superior, incluso más que la vida útil de los propios activos; de ahí parte de su ineficiencia, y del sistema de subvenciones para su promoción). Estos MW se ofertan también a precio cero, por cuánto al igual que las nucleares recibirán el precio de mercado.
  3. En tercer lugar entran los MW ofertados por las centrales de ciclo combinado, como las de Gas o de Carbón. Estas serán las que cubran la demanda total, y marquen el precio del mercado., como las de Gas o de Carbón. Estas serán las que cubran la demanda total, y marquen el precio del mercado.

El efecto de esta regulación es que, si para un día determinado se demandan 100 MW y se ofertan 80 MW a precio cero, entre nuclear y renovables, el precio final tenderá a ser más bajo que el que se hubiese fijado en un mercado libre, puesto que solo 20 MW generados con gas o carbón, los combustibles más caros de producción, determinan el precio final o de mercado, llamado <<precio marginal>>. Esta es la finalidad teórica de la normativa que regula el mercado, esto es, reducir el precio marginal para los compradores y primar la oferta de energías renovables (aunque debemos decir que, como la teoría económica demuestra, sería más eficiente la asignación realizada por un libre mercado).

Todos los MW demandados se casan por tanto con los MW ofertados, hasta que la casación de la oferta y la demanda se encuentran en un punto que marca el precio marginal. Este precio será el que recibirán todos los generadores que hayan lanzado (ofertado) MW al Pool.

CONTRATOS BILATERALES

Una vez determinado el precio Pool, se añaden a la negociación los contratos bilaterales o de largo plazo. Estos son contratos suscritos directamente por un productor y un comercializador.

Los grandes comercializadores no pueden permitirse asumir el riesgo de mercado, y minimizan el mismo cerrando para buena parte de su estimación de ventas contratos a varios años, que por tanto de antemano fijan un precio. Esto les da un stock determinado de energía para vender, con un precio determinado también de antemano, sobre el que pueden fijar a su vez el precio de venta a sus clientes, a quienes podrán por tanto ofrecer precios fijos anuales (o incluso a más largo plazo). Estos contratos son los que fijan los precios en el mercado forward o de futuros (junto con contratos y opciones financieras).

La diferencia entre los precios pactados de antemano entre generadores y comercializadores en contratos bilaterales puede suponer beneficios o pérdidas para ambas partes, en función de la diferencia entre el precio que pactaron y el precio final del mercado. Pero como decíamos les permiten mantener un stock determinado de oferta y demanda a ambas partes, y una seguridad en sus beneficios y costes, reduciendo como ya se indicó el riesgo de mercado.

La característica principal de la electricidad es que debe generarse en el mismo momento en el que se consume

PROGRAMA DIARIO VIABLE DEFINITIVO

Así, una vez negociada toda la energía y determinado el precio de mercado, y después de haberse añadido igualmente la energía negociada en contratos bilaterales para el día siguiente, se elabora el Programa completo de generación, transporte, distribución y consumo del día siguiente.

El operador de la red (Red Eléctrica Española S.A. también conocida por sus siglas REE) es el encargado de coordinar que los MW generados se correspondan con los MW demandados, pues como decíamos solo se puede consumir en un momento determinado la energía que se produce en ese mismo momento, y es necesario que un operador coordine la oferta y demanda negociadas.

Se evalúa la viabilidad del programa, tomando en cuenta las capacidades de las líneas de transporte, las conexiones internacionales, y demás condicionantes. Después de un proceso de iteraciones se obtiene el “Programa Diario Viable Definitivo”, que se ejecuta al día siguiente por parte de REE.

MERCADO INTRADIARIO.

Dado que la energía demandada en el Pool es, como no puede ser de otra manera, una previsión, una vez que se ejecuta el Programa Diario pueden aparecer desvíos entre la oferta y la demanda. Pensemos que un comercializador solicita 10 MW para el día siguiente en base a las previsiones de consumo que tiene para sus clientes, y sin embargo llegada la ejecución éstos solo demandan 9 MW o por el contrario demandan 11 MW.

Para salvar los desvíos, existe un mercado intradiario, que divide el día en seis sesiones de cuatro horas, y donde los participantes lanzan ofertas de compra y venta, produciéndose por tanto en cada franja una nueva casación.

 

PROGRAMA HORARIO FINAL

Después de cada casación por sesión de cuatro horas, se estudian nuevamente las restricciones técnicas del sistema, hasta alcanzar un nuevo programa de ejecución, llamado programa horario final.

Pero aun así, las previsiones fijadas por tramos de cuatro horas pueden volver a demostrarse incorrectas. Pensemos en una tarde de mucho calor en verano. Incluso las previsiones de mayor demanda pueden ser insuficientes si todos los hogares y comercios encienden el aire acondicionado en su mayor potencia. Si no existiese capacidad de respuesta, ello derivaría en apagones y falta de suministro.

Por ello, existen grandes consumidores de energía eléctrica, como las fábricas de acero o de aluminio, por ejemplo, que ofrecen disponibilidad al sistema para parar su producción (y por lo tanto su demanda eléctrica) en cualquier momento, si así se les solicita por el Operador, a cambio de una contraprestación económica. Ello recibe el nombre de Disponibilidad. Si en nuestro ejemplo del párrafo anterior el operador de la Red ve que todos los consumidores están demandando más energía de la prevista en el Programa Horario Final solicitará a los grandes consumidores adscritos al programa de Disponibilidad que interrumpan su demanda, pues la demanda de una sola de estas fábricas puede equivaler a la demanda de miles de hogares, logrando por ello equilibrio entre la oferta y la demanda, y evitando los apagones o interrupciones. La negociación de MW de energía en concepto de Disponibilidad se negocia en las denominadas bandas de negociación secundaria y terciaria.

El último programa, después de la negociación en las bandas secundaria y terciaria, es el Programa Horario Operativo, y este es el que establece lo que se genera en cada instalación.

EL COSTE DE LOS DESVIOS

Por lo expuesto, el coste de los desvíos es asumido por los demandantes que erraron en sus previsiones. En el caso de los consumidores que han pactado un precio fijo con su compañía comercializadora eléctrica, este coste lo asume la compañía. Dado que las empresas que comercializan contratos con precios fijos suelen ser principalmente las grandes compañías, el riesgo de esta volatilidad se diluye entre los millones de clientes y contratos activos. En el caso de los consumidores con contratos “indexados” o de previo variable, el coste suele ser repercutido por el comercializador al cliente final.

Así, para una empresa que haya pactado un precio “indexado” o variable, el precio final será el precio del mercado más el coste de los desvíos.

EL PRECIO FINAL EN LA FACTURA

Sin embargo, el usuario final de la energía eléctrica no paga el precio del mercado, con o sin desvíos, o bien el precio kW pactado con su compañía. Sino que a ello hay que añadir las tasas impuestas por el gobierno, denominados “peajes” o término regulado.

Así, en el término de energía de la factura el precio real es de en torno a un 40 % mientras que los términos regulados del mismo suponen el 60 % restante del precio.

Además debe tenerse en cuenta que los usuarios pagan, al margen de la energía consumida, un precio fijo por cada kilowatio de potencia contratada, cuyo coste viene también regulado por el gobierno.

SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.

A cierre de 2012, según el informe anual de REE había en España (península) una Potencia instalada de 43.527 MW, de los cuales el  25 % es de generación con ciclo combinado, el 22 % era de generación eólica, el 20 % hidráulica, el 11 % de generación con carbón, el 8 % de generación en centrales nucleares, un 7 % de cogeneración, un 4 % solar fotovoltaica, un 2 % termoeléctrica, y un 1 % térmica renovable.

Si tenemos en cuenta que el año tiene 8.760 horas y todas las centrales generadoras funcionasen a la vez y a pleno rendimiento existiría una capacidad teórica de generación de 381.296 GWh al año.

La demanda en 2012 fue de 267.000 GWh, por lo que parece que existe una sobrecapacidad de potencia instalada, que actualmente está tendiendo a que se estén cerrando instalaciones generadoras.

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