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6.1. Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad

Secuencia de mercados. El mercado de electricidad en España, al igual que en otros países, se organiza en una secuencia de mercados en los que generación y demanda intercambian energía y reservas para distintos plazos (Figura 6‑1).

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Figura 6‑1. Secuencia de mercados en el mercado ibérico de electricidad (MIBEL).
Fuente: Elaboración propia.

Días, semanas, meses e incluso años antes del momento en que la energía sea generada y consumida, los agentes intercambian contratos con períodos de entrega de distinta duración (anual, trimestral, mensual, etc.). Estas transacciones se realizan en los llamados mercados a plazo (ver Formación de precios en los mercados mayoristas a plazo de electricidad).

Al llegar al día D-1 (un día antes de que la energía sea generada y consumida), los agentes intercambian energía para cada una de las horas del día D en el mercado diario organizado por el Operador del Mercado Eléctrico (OMIE). Además, ya dentro de las 24 horas anteriores al momento de generación y consumo, los agentes pueden ajustar sus posiciones contractuales comprando y vendiendo energía en los mercados intradiarios, también gestionados por el OMIE (ver Mecanismos de ajuste de demanda y producción).

En el muy corto plazo (desde unas pocas horas hasta unos pocos minutos antes de la generación y consumo) los generadores, y en algunos casos también la demanda, ofrecen una serie de servicios al Sistema en varios mercados organizados por el Operador del Sistema (REE). Estos servicios son necesarios para que la generación iguale exactamente a la demanda en todo momento, manteniendo así al Sistema en equilibrio físico y con un nivel de seguridad y calidad de suministro adecuado (ver Mecanismos de ajuste de demanda y producción).

¿En qué consiste el mercado diario de electricidad? El mercado diario está organizado de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 54/1997 y Ley 24/2013 (Ley del Sector Eléctrico). Sus reglas de funcionamiento están recogidas en las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción.[170] Está gestionado por el OMIE, entidad privada cuya principal función es llevar a cabo la gestión del mercado y garantizar que la contratación en el mismo se lleva a cabo en condiciones de transparencia, objetividad e independencia.[171]

El mercado diario se celebra el día anterior al de la entrega de la energía y en él compradores y vendedores intercambian energía para cada una de las horas del día siguiente. Así, en este mercado en realidad hay 24 productos diferentes (energía en cada una de las 24 horas del día siguiente).[172] Esquemáticamente se representa en la Figura 6‑2.

  • Los vendedores (generadores, importadores, “traders”, otros intermediarios) presentan ofertas de venta y los compradores (comercializadores, consumidores finales, exportadores, “traders”, otros intermediarios) presentan ofertas de compra al OMIE para cada hora del día siguiente.
  • Con estas ofertas, OMIE construye las curvas de oferta y demanda de cada hora del día siguiente.
  • Del cruce de las curvas de oferta y demanda resulta el precio del mercado para cada hora del día siguiente y se identifican las ofertas “casadas” (las ofertas de venta y de compra que se convierten en compromisos firmes de entrega de energía).

Figura 6‑2. Esquema del funcionamiento del mercado diario de OMIE.
Fuente: Elaboración propia.

¿Que son las ofertas de venta de energía en el mercado diario? En general, existen dos tipos de mercados en función de cómo se forma el precio en los mismos:

  • Mercados “pay as bid”, en los que un generador recibe exactamente el precio que él ha ofertado.
  • Mercados marginalistas, en los que todos los generadores casados reciben un mismo precio, el cual se determina por el cruce de las curvas de oferta y demanda.

A pesar de las diferencias en cuanto a cómo se forma el precio, la teoría económica muestra que en ambos tipos de mercados (“pay as bid” y marginalistas) se obtienen los mismos resultados (es decir, mismos precios y cantidades) siempre que funcionen correctamente.

En España, el mercado diario pertenece al tipo marginalista. En este tipo de mercados, la oferta de un generador representa la cantidad de energía que está dispuesto a vender a partir de un cierto precio mínimo. Así, las ofertas competitivas de un generador reflejan:

  • En cuanto a la cantidad, las restricciones físicas a las que está sujeta su instalación (por ejemplo, la potencia disponible, la potencia mínima a la que ha de operar la central para que la misma sea estable y segura o mínimo técnico, la disponibilidad de combustible o de producible hidráulico, la rapidez con la que pueden incrementar su producción entre una hora y la siguiente, etc.). Es importante destacar que las Reglas del Mercado obligan a las instalaciones de generación a ofertar toda su capacidad disponible a lo largo de toda la secuencia de mercados (Figura 6‑1).
  • En cuanto al precio ofertado, éste refleja el coste de oportunidad que le supone generar electricidad:

§ Los costes en los que evitaría incurrir de optar por no producir (p.ej., coste de arranque de la central, coste variable de operación y mantenimiento asociado a la producción, etc.).

§ Los ingresos a los que renuncia por el hecho de producir (p.ej., para una central térmica generar supone renunciar a revender a un tercero el combustible y los derechos de emisión de CO2; para una hidráulica con embalse, utilizar el producible hidráulico “ahora” supone renunciar a utilizar esa misma agua en otro instante futuro en el que el precio esperado del mercado sea mayor), es decir, el coste de oportunidad.

Es importante resaltar que coste de oportunidad no es lo mismo que coste variable. Bajo un comportamiento racional y eficiente, las ofertas de los generadores no deben reflejar sus costes variables sino los de oportunidad[173]. Esto es fácil de entender mediante los siguientes ejemplos:

  • Para un generador térmico, el coste del combustible es un coste variable. Si el generador puede revender dicho combustible a un tercero, entonces consumir dicho combustible tiene un coste de oportunidad que deberá incorporar en su oferta al mercado eléctrico. Este coste de oportunidad no es el precio al que se adquirió el combustible, sino el precio al que puede revenderlo (si existe un mercado para el combustible, el precio del combustible en dicho mercado en el momento en que es consumido para producir electricidad). Por el contrario, si el generador no tiene la posibilidad de revender el combustible a un tercero (p.ej., por cláusulas restrictivas en el contrato de aprovisionamiento), entonces dicho combustible no supondrá coste de oportunidad alguno y, por tanto, no debería incorporarlo en su oferta al mercado eléctrico.
  • Para un generador hidráulico con embalse, consumir el agua para producir electricidad no supone coste variable alguno, pero sí un coste de oportunidad. Esto es así porque, gracias al embalse, el generador tiene la posibilidad de consumir el agua en otro instante futuro en el que el precio del mercado sea mayor. Luego aunque el coste variable del agua es nulo, no lo es su coste de oportunidad (igual al precio esperado del mercado eléctrico en un horizonte de posible utilización del agua), el cual el generador incorporará en su oferta al mercado eléctrico.

De hecho, el que los agentes construyan sus ofertas a partir de sus costes de oportunidad es lo que hace que el mercado sea un mecanismo de asignación eficiente (es decir, utilización óptima de los recursos disponibles). Esta asignación eficiente no se lograría si las ofertas reflejaran los costes variables.

Sin embargo, en ocasiones se aducen equivocadamente problemas de competencia debido a la confusión entre los conceptos de coste variable y coste de oportunidad. Efectivamente, para evaluar si la oferta de una central es competitiva, no es correcto compararla con el coste variable estimado para dicha central. Como se ha explicado, la oferta competitiva de un generador será aquella que refleje su coste de oportunidad, ya que es esto lo que hace que el mercado sea un mecanismo de asignación eficiente. Por tanto, evaluar si la oferta de una central es competitiva comparándola con el coste variable estimado de la misma es claramente erróneo.

Es importante destacar que los generadores no incorporan a sus ofertas al mercado diario sus costes fijos (amortización de la inversión, parte fija de los costes de operación y mantenimiento, etc.) al no ser estos costes de oportunidad. Esto es así porque, en el momento de realizar la oferta, no existe la posibilidad de evitar incurrir en ellos (son independientes de que se genere o no). Evidentemente, esto no significa que los generadores no deban recuperar sus costes fijos. De hecho, si la expectativa fuera no recuperarlos, entonces nadie invertiría, lo cual tendría un claro efecto negativo sobre la seguridad del suministro (ver Seguridad de suministro).

¿Cómo recuperan los costes fijos? La recuperación de los costes fijos se produce a través de dos vías complementarias:

Margen del mercado: el margen del mercado es la diferencia entre el precio del mercado recibido y los costes variables incurridos (como ya se ha expuesto, diferentes de los costes de oportunidad con los que se construyen las ofertas).

Si los costes fijos se recuperasen únicamente a través de este margen (lo que se conoce como “mercado de sólo energía”), entonces la capacidad de generación disponible sería necesariamente menor que la demanda máxima. Esto implica que en unas pocas horas/año:

  • Al no haber suficiente capacidad de generación, no todos los consumidores son totalmente abastecidos.
  • El precio del mercado es varios órdenes de magnitud mayor que la oferta de una central de punta (entre 10.000 y 20.000 €/MWh – ver Contribución del sector eléctrico y gasista a la sociedad), ya que reflejaría el valor que para los consumidores tiene la disponibilidad de suministro eléctrico (Tabla 6‑1).

Es posible que para un regulador no sea aceptable tener un cierto número de horas al año en las que a) no todos los consumidores son abastecidos y b) el precio del mercado es muy elevado. En este caso, y con el objetivo de reducir (o incluso eliminar) el número de horas al año en las que hay déficit de capacidad y precios muy elevados, el regulador puede optar por introducir pagos por capacidad

Tabla 6‑1En un “mercado de sólo energía”, ¿cuál es el equilibrio, exceso o déficit de capacidad?
Fuente: Elaboración propia.

Pagos por capacidad: los pagos por capacidad son ingresos regulados que reciben todos los generadores y que se determinan a partir del coste fijo de una central de punta. Este pago reduce la parte de coste fijo que las centrales han de recuperar mediante el margen del mercado, lo que hace que:

  • El número de horas al año de déficit de capacidad necesarias para recuperar el coste fijo sea menor (relación entre el coste fijo neto del pago por capacidad y el precio de escasez).
  • La inversión en nueva capacidad de generación será mayor, al haberse reducido el número de horas al año de déficit de capacidad necesaria para recuperar el coste fijo.

Adicionalmente, en algunos mercados existe un tope al precio del mercado impuesto por el regulador. En el caso del mercado español, dicho tope existe y tiene un valor de 180 €/MWh (no se pueden realizar ofertas por encima de este valor). Dado que al existir este tope el precio no puede llegar a reflejar la escasez, el pago por capacidad ha de elevarse con el objetivo de cubrir la diferencia entre el tope y el precio de escasez. En caso contrario, no será posible recuperar los costes fijos, lo que hará que se detraiga la inversión hasta que en el mercado haya un número de horas de déficit de capacidad (en las que el precio será igual al tope) tal que permita la recuperación de los costes fijos. Evidentemente, esto implica una menor seguridad de suministro (ver Seguridad de suministro).

En el extremo, si el pago por capacidad fuera exactamente igual al coste fijo de la central de punta (es decir, todo el coste fijo se recuperara con el pago por capacidad), entonces:

  • No sería necesaria ninguna hora de déficit de capacidad, ya que el precio del mercado lo fijaría siempre el cruce entre la oferta y la demanda, incluso con valores muy elevados de precios.
  • Dado que la recuperación del coste fijo estaría asegurada, habría una fuerte disposición a invertir, resultando eventualmente un significativo exceso de capacidad, siendo incluso necesario que el regulador impusiera limitaciones a la construcción de nueva capacidad de generación (ver Seguridad de suministro).

Agregación de ofertas de venta: la curva de oferta. Una vez que los vendedores han presentado sus ofertas al mercado para cada una de las horas del día siguiente, el OMIE las agrega y ordena por precio ascendente, resultando así la curva de oferta del mercado para cada hora (Figura 6‑3).

Esta curva refleja los tramos o escalones que corresponden a ofertas de centrales de la misma tecnología. A la vista de ella, es importante resaltar nuevamente que las ofertas de los vendedores reflejan sus costes de oportunidad, y no sus costes totales o variables, de ahí que:

  • Las centrales hidráulicas fluyentes o nucleares, pese a sus altos costes fijos, aparecen en la parte baja de la curva al ser su coste de oportunidad muy bajo.
  • Las centrales hidráulicas regulables aparecen en la parte alta de la curva, ya que su coste de oportunidad es muy alto (tienen la opción de reservar el agua para producir en un instante futuro en el que el precio del mercado sea alto).

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Figura 6‑3. La curva de oferta de electricidad del mercado.
Fuente: Elaboración propia.

Por otra parte, las ofertas de los generadores en el mercado diario deben cumplir con los principios de la Ley de Defensa de la Competencia (ver Competencia y poder de mercado). Por ello, tanto la disponibilidad de las unidades de generación como los precios ofertados por ellas están sujetos al escrutinio de las instituciones de supervisión del mercado.

En España, la función de velar para que los sujetos que actúan en los mercados energéticos lleven a cabo su actividad respetando los principios de libre competencia, es ejercida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia[174]. En caso de que la CNMC detecte prácticas restrictivas, ésta tiene potestad para actuar en el conflicto e imponer sanciones.

La demanda de energía eléctrica en el mercado diario. Los consumidores finales suelen clasificarse en función de la magnitud de su consumo y del fin para el que utilizan la energía. Se suele distinguir entre grandes consumidores industriales (por ejemplo, las grandes industrias – metalúrgica, cerámica, etc. – o el transporte ferroviario), consumidores de tamaño medio en sectores industriales y de servicios y, finalmente, pequeños consumidores conectados a las redes de baja tensión (como los domésticos y los pequeños negocios) (ver El mercado minorista de energía eléctrica).

La demanda de energía eléctrica de los distintos tipos de consumidores depende, en el corto plazo, fundamentalmente de dos factores: (a) si el día es laborable o festivo, y (b) las condiciones ambientales.[175]

La participación de los distintos tipos de consumidor en el mercado depende de la modalidad de suministro a la que estén acogidos (”Suministro de referencia” o “mercado liberalizado” – (ver El suministro de referencia).

  • Bajo la modalidad de Suministro de referencia (actualmente sólo accesible a potencias contratadas iguales o menores de 10 kW), los consumidores participan indirectamente en el mercado – lo hacen a través del comercializador de referencia que hayan escogido. Este es el agente encargado de estimar la demanda de sus consumidores y, consecuentemente, realizar en el mercado las ofertas de compra de energía que sean precisas.
  • La mayoría de los consumidores en el mercado liberalizado participan indirectamente en el mercado – lo hacen a través de su comercializador. Éste ofrece unos precios (fijos o semifijos) adaptados a las preferencias de cada consumidor.

Al igual que en el caso de la curva de oferta, la curva de demanda también tiene tramos en los que indirectamente se agrupan determinados tipos de consumidores, como muestra la Figura 6‑4.

  • Los comercializadores de referencia y muchos comercializadores suelen ofertar al máximo precio permitido (180 €/MWh). La razón de este proceder es asegurar que los consumidores tendrán la energía que demandan (es decir, asegurar que serán abastecidos). Evidentemente, esto no significa que pagarán dicho precio, pagarán el que resulte de la casación en el mercado.
  • Una parte limitada de los consumidores sólo están dispuestos a tomar energía si su precio es menor o igual a un cierto valor (el cual reflejan en sus ofertas al mercado). Son éstos consumidores que tienen la posibilidad de adaptar su consumo a los precios del mercado (p.ej., algunos consumidores industriales o generadores hidráulicos de bombeo consumen electricidad preferentemente en los períodos de precios bajos). En la curva de demanda del mercado, estos consumidores (directamente o a través de su comercializador) representan la parte de la curva con una cierta pendiente.

Figura  6‑4. La curva de demanda de electricidad del mercado.
Fuente: Elaboración propia.

¿Cómo se determina el precio del mercado diario? Casación. El precio del mercado para la hora h del día D se determina por la intersección de la curva de oferta y demanda de electricidad del mercado para esa hora. Este precio determina las ofertas de compra y de venta que resultan casadas (es decir, la energía que se intercambiará finalmente al precio del mercado). En cada hora, todas las ofertas de venta (compra) que resulten casadas reciben (pagan) el precio del mercado.

La Figura 6‑5 muestra un ejemplo de las casaciones de oferta y demanda que lleva a cabo diariamente el OMIE para cada hora del día siguiente.

Figura 6‑5. Ejemplo de determinación del precio en el mercado diario.
Fuente: OMIE.

Desde julio de 2007, el mercado diario que gestiona OMIE se desarrolla para todo el mercado ibérico (España y Portugal, peninsulares). Esto significa que en el mismo mercado diario (e intradiarios) participan las unidades de producción y de consumo tanto portuguesas como españolas. El método de casación descrito anteriormente es totalmente válido, resultando, con carácter general, en un único precio para todo el sistema ibérico y un flujo de energía entre ambos países.

En el caso de saturación de la interconexión España-Portugal en cualquiera de los sentidos, se ejecuta la “separación de mercados” (o “market-splitting”), que consiste básicamente en hacer dos casaciones separadas, una para los agentes portugueses y otra para los agentes españoles, teniendo en cuenta la cantidad máxima de energía que puede intercambiarse entre ambos sistemas y resultando en un precio distinto para cada uno de los dos países. Estas limitaciones han ido disminuyendo en los últimos años fruto del esfuerzo inversor en la conexión internacional entre España y Portugal con el objetivo de crear un mercado único entre ambos países, y de la progresiva homogeneización de los parques de generación.

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Tabla 6-2. Diferencia de precios media anual entre España y Portugal.
Fuente: OMIE y elaboración propia.

Actualmente el acoplamiento del precio de ambos mercados es casi total como puede verse en la Tabla 6‑2, siendo el saldo neto, importador, con Portugal de 7,020 TWh en 2016 [176].

Desde el 13 de mayo de 2013, el mercado diario del MIBEL está acoplado en precios con el de centro-norte de Europa. Esto supone que el MIBEL utiliza el mismo algoritmo para resolver la casación (“Euphemia”) y que la capacidad de interconexión España-Francia, comercialmente disponible de acuerdo a los Operadores del Sistema (REE y RTE), se asigne de forma implícita en dicho mercado.

[170] Resolución de la Secretaría General de Energía de 24/05/2006 (más información en OMIE).

[171] Desde 2007, el mercado diario se ha integrado formalmente en la estructura del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL) en virtud de los acuerdos entre los gobiernos español y portugués para el desarrollo progresivo de un mercado único de electricidad en España y Portugal. Esto significa que los agentes españoles y portugueses realizan sus ofertas en un mismo mercado.

[172] El hecho de que la energía no sea almacenable hace que en realidad el producto sea “energía en un instante concreto”. Sin embargo, con esta definición “exacta” resultarían infinitos productos, lo cual en la práctica no es posible. Así, es necesario un compromiso entre “lo exacto” y “lo realista”. En el caso español, este compromiso se concreta en establecer la hora como unidad temporal mínima de intercambio, con lo que el número de productos se limita a 24 (cada una de las horas del día).

[173] En un mercado “pay as bid” los generadores también ofertan su coste de oportunidad, aunque éste es ligeramente diferente. Efectivamente, el coste de oportunidad en un mercado “pay as bid” es igual al máximo entre a) el precio esperado del mercado eléctrico, y b) la oferta que la misma central haría en un mercado marginalista (suma de los costes que se evitarían de no producir y de los ingresos a los que renuncia por producir). Esto es debido a que no tendría sentido vender su producción a un precio menor al de mercado. Así, el precio de mercado esperado es el mismo en un mercado marginalista que en un “pay as bid”, pues funcionan las mismas centrales, con los mismos costes de operación, etc. Por ello, aunque las ofertas de las centrales sean diferentes, el precio que recibe y la cantidad que produce cada central es el mismo en un mercado marginalista que en un mercado “pay as bid”.

[175] Cuando el plazo de tiempo se alarga, aparecen otros factores determinantes de la demanda eléctrica, como los cambios en los equipamientos de los consumidores o la coyuntura económica nacional.

[176] ver Informe de precios de 2016. OMIE.

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