Análisis del Mercado Eléctrico Español y la Importancia de los Mercados de Capacidad y Balance

El mercado eléctrico en España ha evolucionado de manera significativa en las últimas décadas, impulsado por la transición energética y los compromisos europeos en materia de descarbonización. El país ha apostado por un mix energético basado en energías renovables, con una fuerte presencia de eólica y solar fotovoltaica, lo que ha permitido reducir la dependencia de combustibles fósiles y mejorar la sostenibilidad del sistema.

Desafíos del nuevo modelo energético

Sin embargo, este nuevo modelo energético también presenta importantes desafíos. La intermitencia de las renovables introduce una mayor volatilidad en la generación de electricidad, haciendo que la seguridad del suministro dependa en mayor medida de tecnologías flexibles y sistemas de respaldo. Además, el cierre progresivo de centrales térmicas de carbón y el plan de apagón nuclear previsto para los próximos años podrían reducir la capacidad de generación firme disponible. Esta menor capacidad de respaldo, junto con la creciente demanda de electricidad impulsada por la electrificación de la movilidad y la industria, aumenta el riesgo de precios elevados en momentos de escasez.

Toda esta transformación ha generado nuevos desafíos. La reducción de capacidad firme, derivada del cierre progresivo de centrales de carbón y del plan de apagón nuclear previsto para los próximos años, puede comprometer la seguridad del suministro en momentos de alta demanda. Además, el mercado sigue presentando baja interconexión con el resto de Europa, con un nivel de apenas 4,7% en 2023, lejos del objetivo del 15% para 2030, lo que limita la integración con los mercados eléctricos europeos y aumenta la dependencia de recursos internos.

En este contexto, es esencial contar con mecanismos que garanticen tanto la disponibilidad de generación firme a largo plazo como la capacidad del sistema para ajustarse a fluctuaciones de la oferta y la demanda en tiempo real. Aquí es donde entran en juego los mercados de capacidad y balance, herramientas diseñadas para asegurar la estabilidad y eficiencia del mercado eléctrico español.

Mercados de Capacidad

Los mercados de capacidad tienen como objetivo garantizar que siempre haya suficiente generación firme y flexible en el sistema eléctrico, incluso en momentos críticos de alta demanda o baja producción renovable. En un mercado marginalista como el español, la señal de precio a corto plazo no siempre es suficiente para incentivar inversiones en nuevas infraestructuras, lo que hace necesaria la existencia de mecanismos complementarios.

Funcionamiento y Retribución: España ha implementado varios esquemas de capacidad para asegurar la viabilidad de las instalaciones de generación firme y fomentar nuevas inversiones:

1. Pagos por disponibilidad, que retribuyen a ciertas instalaciones por su compromiso de estar operativas cuando el sistema lo requiera.
2. Mecanismos de nueva capacidad, basados en subastas competitivas para incentivar la inversión en tecnologías estratégicas como el almacenamiento y la respuesta de la demanda.
3. Mecanismos de capacidad basados en el mercado, donde los generadores compiten en subastas para garantizar suministro a largo plazo al menor coste posible.

La retribución en estos mecanismos se otorga en función de la disponibilidad y la respuesta de cada instalación, con el objetivo de optimizar los costes para los consumidores y garantizar un suministro eléctrico seguro.

En estos mercados pueden participar generadores convencionales (ciclos combinados, nucleares, hidroeléctricas), sistemas de almacenamiento (baterías, bombeo hidroeléctrico) y grandes consumidores industriales que pueden reducir su demanda en momentos críticos.

Estos mecanismos juegan un papel clave en un mercado con alta penetración renovable, ya que permiten garantizar la seguridad del suministro sin recurrir a medidas excepcionales, como el mecanismo ibérico, que expiró en diciembre de 2023 y había sido diseñado para reducir temporalmente los precios de la electricidad.

Mercados de Balance

Estos mercados tienen como función corregir las desviaciones entre generación y demanda en tiempo real, garantizando la estabilidad del sistema eléctrico. La electricidad no puede almacenarse a gran escala de manera económica, por lo que cualquier desajuste debe corregirse de inmediato para evitar apagones o problemas de calidad en el suministro.

España ha desarrollado un marco de mercados de balance alineado con la normativa europea, compuesto por distintos niveles de respuesta:

• Reserva primaria (FCR – Frequency Containment Reserve): reacción inmediata ante variaciones de frecuencia. En España es obligatorio para ciertos generadores, pero no está remunerado.
• Reserva secundaria (aFRR – automatic Frequency Restoration Reserve): ajustes automáticos en cuestión de segundos mediante la activación de reservas de generación o demanda.
• Reserva terciaria (mFRR – manual Frequency Restoration Reserve): ajustes manuales que se activan en minutos para corregir desequilibrios en la red.
• Reserva de sustitución (TERRE – Trans European Replacement Reserve Exchange): mecanismo de balance europeo que coordina reservas de sustitución a nivel transnacional.

Cada uno de estos mercados tiene requisitos progresivamente más exigentes. Por ejemplo, un generador que quiera participar en reserva secundaria debe ser capaz de modificar su producción en menos de 30 segundos, mientras que en reserva terciaria los ajustes pueden tardar varios minutos. Dado el alto nivel de exigencia de estos mercados, la retribución es significativa y varía en función de la oferta y la demanda en cada momento. Los mercados de balance están abiertos a generadores convencionales, productores renovables con capacidad de respuesta rápida, grandes consumidores industriales y sistemas de almacenamiento, como baterías.

España participa en varias plataformas europeas de balance, incluidas TERRE (reserva de sustitución) e IGCC (compensación de desequilibrios), y ha trabajado para su integración en MARI (reserva terciaria manual) y PICASSO (reserva secundaria automática).

Queremos hacer especial mención del Mecanismo de Respuesta Activa de la Demanda y en el que MAGNUS Commodities ha acompañado a sus clientes. Este mecanismo se integra principalmente en los mercados de balance, donde permite a consumidores industriales, comerciales y agregadores ajustar su consumo en tiempo real para estabilizar el sistema eléctrico. Su participación es clave en la reserva secundaria (aFRR), con ajustes automáticos en segundos; la reserva terciaria (mFRR), con activaciones manuales en minutos; y la reserva de sustitución (TERRE), que opera a nivel europeo.

Aunque su rol principal está en el balance, la demanda también puede participar en los mecanismos de capacidad, comprometiéndose a reducir su consumo en momentos críticos para garantizar suficiente potencia firme en el sistema. Sin embargo, en España su presencia en este ámbito sigue siendo limitada debido a barreras regulatorias que favorecen a los generadores tradicionales. La Comisión Europea ha instado a facilitar su acceso, eliminando restricciones técnicas y simplificando los procedimientos de precalificación.

La crisis energética de 2022 expuso la vulnerabilidad de Europa por su alta dependencia del gas ruso, cuyo suministro se redujo drásticamente tras la invasión de Ucrania. Esto disparó los precios del gas y la electricidad, obligando a la UE a diversificar proveedores, impulsar el GNL y acelerar la transición renovable. Sin embargo, la falta de interconexiones y almacenamiento sigue siendo un desafío para reducir su dependencia a largo plazo.

¿Cómo los Mercados de Capacidad y Balance Pueden Reducir la Dependencia del Gas?

El desarrollo e integración europeo de estos mecanismos nos permitirá:

• Desarrollo del Almacenamiento Energético: Uno de los mecanismos clave para reducir la dependencia del gas y que permite aprovechar el excedente de energía renovable en momentos de baja demanda y utilizarlo cuando las condiciones meteorológicas no favorecen la generación. España ya ha establecido objetivos ambiciosos en este ámbito, con planes de alcanzar 20 GW de capacidad de almacenamiento en 2030 y 30 GW en 2050. Los mercados de capacidad pueden acelerar esta transición al incentivar la inversión en baterías y bombeo hidroeléctrico, asegurando una alternativa fiable a los ciclos combinados en el futuro. Además, la reciente reforma de los mercados de balance ha abierto la puerta a que el almacenamiento participe en igualdad de condiciones con las tecnologías convencionales, lo que mejorará su rentabilidad y viabilidad.

• Mayor Participación de la Respuesta de la Demanda: que permite ajustar el consumo eléctrico en función de la disponibilidad de generación renovable. A través de los mercados de balance, las industrias y grandes consumidores pueden reducir su consumo en momentos de tensión en la red a cambio de incentivos económicos, disminuyendo así la necesidad de recurrir a los ciclos combinados. En este sentido, España ha avanzado en la regulación de los agregadores de demanda, que permiten a múltiples pequeños consumidores coordinarse y participar en estos mercados. Sin embargo, la Comisión Europea ha señalado que aún existen barreras regulatorias que dificultan la entrada de estos actores, lo que limita el impacto de esta solución.

• Interconexiones y Diversificación de la Energía de Respaldo: Aumentar la capacidad de interconexión con el resto de Europa es otra estrategia clave para reducir la dependencia del gas. Actualmente, España tiene un bajo nivel de interconexión (4,7% en 2023), muy lejos del objetivo del 15% para 2030. Esto significa que, en momentos de baja generación renovable, el país tiene pocas alternativas más allá del gas para garantizar el suministro. Los mercados de capacidad y balance pueden integrarse con los mecanismos europeos de intercambio de energía, permitiendo una mayor importación de electricidad de Francia, Portugal y otros países cuando la producción renovable sea insuficiente. Además, se están desarrollando nuevas interconexiones con Portugal, Francia, Marruecos y Andorra, que en el futuro podrían ayudar a diversificar las fuentes de respaldo del sistema español.

Conclusión

Si bien los mercados de capacidad y balance pueden reducir la necesidad de generación a gas, todavía existen desafíos estructurales que deben abordarse. La escasa madurez del almacenamiento y la falta de una gestión de la demanda eficiente siguen limitando la capacidad del sistema para operar sin el respaldo de los ciclos combinados.

Uno de los puntos positivos de la normativa española es el alineamiento con las directrices europeas, permitiendo la integración en plataformas de balance transnacionales y fomentando la competencia en los mercados de capacidad. 

Sin embargo, la normativa española también presenta áreas de mejora. La baja interconexión eléctrica con el resto de Europa sigue siendo un problema estructural, limitando la eficiencia del mercado. Además, la Comisión ha señalado que los mercados a plazo en España tienen baja liquidez, lo que dificulta la cobertura de riesgos para los actores del mercado y aumenta la volatilidad de precios.

Otro aspecto para mejorar es la eliminación de barreras regulatorias para la participación de agregadores independientes y almacenamiento en los mercados de balance, que sigue siendo un reto pendiente. También se recomienda definir una hoja de ruta para la eliminación gradual del PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor), que, aunque protege a los consumidores vulnerables, puede distorsionar la competencia en el mercado minorista.

En definitiva, España ha desarrollado un marco sólido para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico en un contexto de transición energética, pero debe seguir avanzando en la integración de su mercado con Europa, mejorar la liquidez en los mercados a plazo y eliminar las barreras que impiden una mayor flexibilidad y participación de nuevos actores en los mecanismos de capacidad y balance.

Alejandro de Roca  |  Markets and Operations Director