¿Cómo funciona el mercado eléctrico?

Desde sus comienzos, pero en especial durante la crisis de precios de energía en la que todavía nos encontramos, los mercados de energía eléctrica han sido tema de conversación. Habitualmente, el mercado eléctrico se asocia directamente con el mercado diario, donde se negocia la compraventa de energía. Sin embargo, este es solo uno de los numerosos mercados donde se negocia la electricidad y ni siquiera es el más importante.

Es aquí donde aparece el primer aprendizaje. No existe “el mercado eléctrico”, sino un conjunto de mercados interrelacionados que garantizan un uso eficiente de los recursos. Estos actúan como una “máquina” que transfiere los costes del capital y de las materias primas empleadas en la producción eléctrica a los consumidores finales.

Al contrario de lo que pueda parecer, esta máquina funciona según lo previsto. Pero circunstancias extraordinarias, como la situación actual del mercado internacional del gas, están haciendo que los precios de la electricidad sean extremadamente altos.

Para entender cómo funcionan estos mercados, que son posiblemente de los más complejos que existen, vamos a hacer un recorrido desde el flujo de la energía, pasando por la gestión de sus riesgos, hasta llegar a los impuestos sobre la electricidad. 

¿Cómo se estructuran los mercados eléctricos?

El “ciclo de vida” de la energía eléctrica es muy sencillo. Esta es producida por distintas compañías en sus centrales de generación (térmicas, eólicas, hidroeléctricas, solares, etc). Después, se mueve por las redes de transporte y distribución, propiedad de compañías reguladas. Y, finalmente, es suministrada a los clientes finales a través de compañías comercializadoras.

Si hablamos de la compraventa de electricidad, esta se articula mediante una sucesión de mercados con horizontes temporales muy diferentes:

A largo plazo (meses, incluso años) existen mercados a plazo. Por ejemplo, es habitual que compañías industriales contraten la energía que planean consumir a lo largo de un año fiscal, con la finalidad de cerrar un precio que permita planificar sus actividades.

En el otro extremo de la escala, pequeños consumidores domésticos también firman contratos que, típicamente, son de un año de duración, pero son automáticamente extendidos y su duración es indefinida.

El mercado diario es una subasta que se convoca diariamente para la entrega de electricidad en cada una de las 24 horas del día siguiente. Al tratarse de una subasta de “precio único” todos los agentes cobran y pagan el mismo precio para cada hora.

La alternativa a este modelo serían las subastas ‘pay as bid’, en las se paga o cobra a cada agente su oferta. Pero esta implica riesgos como la asignación ineficiente en caso de que las previsiones de los agentes no sean precisas.

Por otra parte, también están los mercados intradiarios así como mercados de balance gestionados por el operador del sistema. Su función es asegurar el balance continuo ente generación y demanda que requiere la física de la electricidad.

Lo que cobra y paga cada agente es el resultado de la actividad de estos mercados. Y aunque sus precios están relacionados con los del mercado diario, son muy diferentes. Por ejemplo, si se trata de un cliente con un contrato anual, su precio es el que contrató y es indiferente al precio del mercado diario.

Aunque los precios en ambos mercados tenderán a igualarse con el tiempo, no lo serán en cada momento. Por ello, en caso de cambios importantes de costes y precios, como los que sufrimos actualmente, considerar tan sólo el precio del mercado diario puede crear una imagen distorsionada de la situación.

La gestión de riesgos de los mercados de energía eléctrica

Los distintos agentes tienen también distintas aversiones al riesgo y compran, por tanto, con diferentes plazos. Por ejemplo, hay empresas que firman contratos de suministro a precio fijo de 1 de enero a 31 de diciembre, con el objetivo de fijar el coste de uno de sus factores de producción. Por su parte, en el lado de la oferta, algunos generadores venden a plazo su producción o parte de ella.

La parte de la generación expuesta al precio del mercado diario (o pool) se divide en dos grandes grupos:

• Por un lado, la mayor parte de la generación con gas natural y carbón, así como una parte de la producción hidráulica, que obtienen sus ingresos del mercado diario e intradiario.
• Por otro lado, está la generación renovable que se beneficia del régimen regulado denominado RECORE. Este tipo de generación recibe pagos por la energía vendida en el mercado diario y un pago adicional regulado que se actualiza cada tres años.

La consecuencia de esto es que, si el precio del mercado diario es alto, la generación RECORE recibe un pago inusualmente alto que se compensará en años venideros con un pago regulado más pequeño.

Por otro lado, está la generación que no recibe el precio del pool:

• La eólica y solar que no están sujetas al RECORE.
• Nuclear e Hidráulica fluyente.
• Gas con contratos a plazo.

La demanda de energía: mercado libre y mercado regulado

Si hablamos de la demanda, la mayor parte de la energía está contratada en el mercado libre a precio fijo (el 77%) y el resto (23%) paga el precio del mercado diario. Este 23%, por tanto, es el que se ve afectado por las fluctuaciones del precio en el mercado diario.

De ese 23% de la demanda que se abastece en el mercado diario, algo menos de la mitad se corresponde con los clientes domésticos acogidos a la tarifa regulada (PVPC). Y, aunque la cantidad puede parecer pequeña, tiene un gran impacto social, ya que aproximadamente 10 millones de consumidores domésticos están acogidos a esta tarifa. El resto de esta demanda se corresponde con clientes industriales que escogen libremente abastecerse del pool.

Demanda de la energía    

La cantidad de energía comprada a plazo es sustancialmente superior a la vendida a plazo. Esto es un desequilibrio de nuestro mercado, debido fundamentalmente al volumen de producción renovable sujeta a RECORE. Este desequilibrio puede cubrirse con derivados financieros (que pueden tener como referencia mercados eléctricos de otros países o el precio del gas) o hacer que queden posiciones abiertas (empresas que compran a precio de pool y venden a precio fijo).

Cuando una energética tiene generación y comercialización

En el caso de compañías verticalmente integradas (Endesa y otras grandes compañías energéticas) se produce una venta interna entre la generación y la comercialización de la misma compañía. Esta es una de las principales formas en que estas compañías gestionan su riesgo y les permite ofrecer a sus clientes precios mucho más estables, fijos, que los más volátiles del mercado diario.

En el caso de Endesa, conforme se van firmando contratos con los clientes, se va asignando la energía producida a la demanda esperada. Comenzamos por la generación nuclear, hidráulica y renovable esperada, y continuamos añadiendo energía comprada en los mercados de plazo, y completando lo que sea necesario con compras en los mercados de corto plazo.

Nosotros vendemos, de hecho, alrededor del doble de lo que generamos, por lo que habitualmente necesitamos comprar también cantidades significativas en mercados de corto plazo, como el diario. Por ello, una subida inesperada de precios suele ser una mala noticia para la compañía. 

Los impuestos sobre la electricidad en España

La electricidad en España está sometida a una de las estructuras impositivas más complejas que se han diseñado. Hay varios impuestos sobre la electricidad:

Aunque la reducción de tipos en las circunstancias de crisis es bienvenida, no es proporcional al aumento de precios, por lo que es preciso establecer un sistema fiscal más eficiente y predecible.