Mercado Eléctrico Spot Ibérico: Qué hay detrás?

Hoy intentaremos explicar el funcionamiento del sistema de fijación de precios del mercado eléctrico diario, conocido como el “pool”. El objetivo de dicho pool es establecer el intercambio de energía entre productores y consumidores a un precio para una hora del día siguiente. Parece una función simple pero la casación de dicho precio no lo es.

El pool eléctrico tiene lugar en la plataforma virtual de OMIE que es un agente independiente. En dicho pool, cada mañana se sucede una subasta donde el conjunto de consumidores compran la electricidad que necesitan a las centrales de generación para el día siguiente. En la subasta del mercado diario, el precio de la energía en la península para cada hora se establece mediante un proceso de casación.

OMIE, como operador del mercado, recibe todas las ofertas de venta y de compra presentadas en el pool eléctrico. Por lo general, estas ofertas provienen de agentes representantes de centrales de productores y de comercializadores, encargados de suministrar a los clientes finales.

Horariamente y para cada una de la sesiones, OMIE ordena las ofertas recibidas de menor a mayor precio para la venta y de mayor a menor precio para la compra, siendo el precio mínimo 0 y el máximo 180.30 €/MWh (conocido como precio instrumental). La casación del mercado diario es marginal y el precio para una hora de un día se produce en el cruce de ambas curvas. Ese precio será asignado a todas las ofertas de venta que hubieran quedado por debajo del cruce, y a todas las ofertas de compra que estuvieran por encima.

A continuación mostramos el gráfico de la casación de una hora  X en el mercado diario:

Ahora bien, ¿Qué es lo que influye en el valor del precio?

Para ello hablaremos de la composición de la demanda y de la oferta, en concreto del mix de producción eléctrico.

La demanda que engloba a viviendas, locales e industrias, suele no ser gestionable y  está representada por:

–        Los comercializadores de referencia y otros comercializadores que ofertan al precio máximo de 180 €/MWh con el fin de asegurar la compra de electricidad de sus clientes en modalidad de suministro de referencia.

–        Centrales hidráulicas de bombeo, consumidores industriales que acuden directamente al mercado y otros comercializadores que compran electricidad en el mercado liberalizado si está a un cierto valor.

La demanda presiona a la alza o a la baja el precio de una hora en función de si hay más o menos necesidad de electricidad. Las variables que suelen determinar el aumento o la disminución son: el horario laboral, las temperaturas y la actividad económica.

La relación entre el precio y la cantidad demandada parece simple pero se complica al añadir otras variables como el comportamiento de las interconexiones. Estas son necesarias principalmente por dos motivos:

–        Contribuyen a la seguridad del suministro, facilitando funciones de apoyo entre sistemas vecinos. Las interconexiones son el respaldo instantáneo más significativo a la seguridad de suministro.

–        Facilitan los intercambios comerciales de energía, aumentando la competencia al aprovechar las diferencias de precios de la energía en los sistemas eléctricos interconectados. Las interconexiones juegan un papel fundamental en el llamado Mercado Interior de la Electricidad en Europa (MIE), que busca integrar el conjunto de los mercados existentes a día de hoy en la Unión Europea en un solo mercado.

Es más, con la capacidad que queda vacante en las líneas y que no va destinada a la seguridad de suministro, se establecen diariamente intercambios comerciales de electricidad aprovechando las diferencias de precios de la energía entre los sistemas eléctricos interconectados. Estos intercambios permiten que la generación de electricidad se realice con las tecnologías más eficientes fluyendo la energía desde donde es más barata hacia donde es más cara.

Actualmente la capacidad de intercambio comercial (MW) en febrero 2016 es:

Un ejemplo del flujo de las interconexiones comerciales es la  interconexión con Francia. Como hemos mencionado, el flujo de electricidad depende de la diferencia de precios entre el pool vecino y el peninsular (importaremos si nuestro pool es más caro y exportaremos en caso contrario). De hecho, podemos observar cómo:

–        En abril 2014 con un precio medio de 26.44 €/MWh en España y un precio medio de 33.73 €/MWh en Francia, el saldo de la interconexión fue exportador.

–        En abril 2015 con un precio medio de 45.37 €/MWh en España y un precio medio de39.45 €/MWh en Francia el saldo fue importador.

Por el lado de la oferta, es decir de los productores de electricidad,  las relaciones entre precio y las fuentes de energía  de generación son más complejas. Esta complejidad aumenta sobre todo desde la liberalización del mercado que dio lugar a un mix energético más diverso. Sin embargo la configuración de las ofertas de venta continúa basándose en el coste de oportunidad: por ejemplo, el coste que evitaría incurrir una central de optar a no producir (coste de arranque) o los ingresos a los que renuncia por el hecho de producir (en el caso de una central térmica sería la reventa de su combustible a un tercero).  Es decir que no se oferta según el coste variable sino el coste de oportunidad (supuesta utilización óptima de los recursos disponible por parte del agente productor).

Este criterio para el diseño de ofertas de venta de las centrales de producción provoca una alta volatilidad de precios entre horas. Por ejemplo, en el día 11/02/2016 tuvimos una variación del 55% entre el mínimo y el máximo:

El motivo es que, en base a la filosofía del coste de oportunidad en el marco de un sistema marginal, el orden de entrada de las tecnologías no prioriza la más barata, sino que sería:

A esto, hay que añadirle la existencia de ofertas complejas, como condiciones de rampa entre horas, ingresos mínimos o bloques de oferta indivisibles, entre otras. Estas condiciones son consideradas por OMIE y pueden provocar que el cruce de las curvas se produzca en otro punto distinto al inicialmente previsto (véase primer gráfico). Por ejemplo, hay ofertas por parte de productores que se compone de unas horas del día a precio competitivo, y cuya aceptación implicar aceptar otras horas cuyo precio no sea el más económico. Sin embargo, si OMIE acaba aceptando la oferta de dichos productores es por qué en el conjunto dichas ofertas permiten tener el menor coste al combinarlas con todas las demás.

En base a este orden de entrada de las tecnologías y la cantidad demandada de electricidad se podría afirmar que:

–        A menor demanda de electricidad habría un menor precio ya que se expulsaría de la casación las centrales más caras.

–        Al ser las últimas tecnologías en entrar las que marcan el precio, fundamentalmente la generación por centrales de recursos fósiles y la gran hidráulica de embalse marca el precio de casación.

–        Un aumento en la producción de renovables puede implicar una fuerte bajada del precio de la energía eléctrica casada.

A continuación presentamos la composición del mix energético del sistema peninsular, en donde se observa que en 2014 hubo una participación de renovables de casi 43% y precio anual del mercado diario de 42.23 €/MWh en comparación a 2015 con una participación de casi 37% y un precio anual del mercado diario de 50.52 €/MWh. Un comportamiento que refuerza la última de las afirmaciones.

Marta Merodio | Energy Consultant