Sector energético
La energía eléctrica es producida por distintas compañías en sus centrales de generación (térmicas, eólicas, hidroeléctricas, solares…). Después, viaja por las redes de transporte y distribución, propiedad de compañías reguladas. Y, finalmente, es suministrada a los clientes a través de compañías comercializadoras.
Lo que conocemos como mercado eléctrico son en realidad varios mercados, a los que acuden las empresas que generan la electricidad para venderla a las empresas comercializadoras, que a su vez lo venderán a los clientes finales.
El sistema está diseñado para asegurar que, en todo instante, se igualan oferta y demanda de electricidad.
El Mercado Diario
El Mercado Diario es el mercado principal por donde pasa toda la energía que se compra y se vende en la Península Ibérica (se excluyen islas, Ceuta y Melilla). Ese mercado es de participación obligatoria para todas las unidades de generación disponibles (no sujetas a contrato bilateral). El operador del mercado es OMIE.
El mercado diario:
- Es de participación obligatoria para todas las unidades de generación disponibles (no sujetas a contrato bilateral).
- Se realiza una casación horaria de oferta y demanda para todas las horas del día siguiente, es decir, existen 24 precios horarios para cada día.
- Retribución marginalista: todas las unidades de generación (venta) reciben el mismo ingreso unitario, que es el de la última unidad casada en el mercado para esa hora. Todos los comercializadores (compra) pagan el mismo precio en esa hora.
Hay que cubrir la demanda prevista con la previsión de generación a partir de las diferentes tecnologías. En general, la electricidad producida por renovables es más barata, porque sus costes variables son poco significativos, y la energía producida por centrales térmicas (nuclear o ciclo combinado) es más cara, por el coste del combustible.
El Mercado Diario Español y los Mercados Europeos
Es importante entender que la casación del mercado diario es a nivel europeo. Un algoritmo calcula el precio que tendrá la electricidad el día siguiente cada hora del día en cada país europeo.
Desde febrero de 2014, la península ibérica está integrada con el resto de mercados europeos y el uso de la interconexión con Francia está gestionado por el algoritmo de casación.
Desde febrero de 2014, la península ibérica está integrada con el resto de mercados europeos y el uso de la interconexión con Francia está gestionado por el algoritmo de casación.
Desde febrero de 2014, la península ibérica está integrada con el resto de mercados europeos y el uso de la interconexión con Francia está gestionado por el algoritmo de casación.
La principal limitación para tener un precio único en Europa son las capacidades de interconexión entre fronteras.
La principal limitación para tener un precio único en Europa son las capacidades de interconexión entre fronteras.
La principal limitación para tener un precio único en Europa son las capacidades de interconexión entre fronteras.
En el caso de España, la interconexión con Francia tiene una capacidad media de unos 2.800 MW (se duplicó en noviembre de 2015).
En el caso de España, la interconexión con Francia tiene una capacidad media de unos 2.800 MW (se duplicó en noviembre de 2015).
En el caso de España, la interconexión con Francia tiene una capacidad media de unos 2.800 MW (se duplicó en noviembre de 2015).
Los países europeos importan y exportan electricidad en ese mercado diario para cubrir su demanda al mejor precio posible y siempre teniendo en cuenta la capacidad de las interconexiones, es decir, la energía que "cabe" en cada país.
CORESO es la entidad que determina cuál es la capacidad real de las redes a nivel europeo. Esta capacidad varía en función de diferentes factores, como las condiciones meteorológicas. Si un sistema se quiere aislar se puede cortar la interconexión.
Precios medios diarios (€/MWh) para cada zona de precio de los diferentes países europeos durante 2024.
Precios medios diarios de electricidad en Europa (€/MWh) por zona de precio – Datos hasta el 31 de agosto de 2024
Nota: Reino Unido está desacoplado del Mercado Interior Europeo de la Electricidad y se muestran los dos precios de los dos mercados existentes.
- Portugal: 50,26
España: 49,94
Francia: 47,93
Irlanda: 98,42
Reino Unido (mercado norte): 76,38
Reino Unido (mercado sur): 86,42
Bélgica: 60,62
Países Bajos: 67,51
Alemania: 69,43
Suiza: 68,79
Austria: 73,12
Chequia: 80,36
Polonia: 86,68
Eslovaquia: 88,04
Hungría: 99,08
Eslovenia: 83,58
Italia: 100,30
Grecia: 92,66
Croacia: 91,83
Bulgaria: 90,83
Rumanía: 90,84
Noruega (zonas):
Norte: 30,66
Centro: 24,89
Sur: 44,77
Suecia (zonas):
Norte: 31,13
Centro: 43,83
Sur: 35,52
Finlandia: 31,11
Dinamarca (zonas):
Oeste: 50,40
Este: 51,26
Estonia: 45,88
Letonia: 87,94
Lituania: 85,68
Los servicios complementarios
El resultado del mercado diario es la programación de producción de electricidad para el día siguiente. Ese programa es el óptimo desde un punto de vista económico: las unidades de generación de menor coste son las que han ganado la subasta.
Dicho programa es entregado por OMIE (Operador del Mercado) a Red eléctrica y REN (Operadores del Sistema en España y Portugal) para configurar su viabilidad técnica.
Los Operadores del Sistema, en el día anterior al tiempo real, tienen que dar respuesta a 2 preguntas:
- ¿El programa de producción es técnicamente factible? Considerando:
- La red de transporte y distribución
- Dónde está localizada la demanda
- Dónde está localizada la generación
- ¿Tiene el Sistema la capacidad necesaria para solventar cualquier fallo?
Para garantizar la seguridad del suministro, los Operadores del Sistema disponen de una serie de mercados que activan en función de las necesidades del sistema.
El mercado de "restricciones técnicas"
El mercado de "restricciones técnicas" se activa para garantizar los criterios de seguridad fijados y solventar eventuales debilidades en la generación o el transporte de electricidad, como sobrecargas (en la red interior o en las interconexiones internacionales) o tensiones inadecuadas.
La eliminación de restricciones puede exigir variar la programación resultante de la casación del mercado y puede suponer, por tanto, un sobrecoste en el precio de la energía.
Servicio de regulación secundaria
El siguiente ajuste es el ajuste fino de la frecuencia, que funciona como referencia para ver si el sistema está equilibrado. En todo el sistema europeo la frecuencia de la red es de 50 Hz.
El servicio de regulación secundaria es el destinado a corregir de forma automática desvíos de frecuencia e intercambios internacionales mediante órdenes de subida o bajada de carga a las plantas de generación a través del centro de control.
Mercados de Balance en tiempo real
Para hacer frente a imprevistos hay otro mecanismo de mercado: la reserva. Se llaman restricciones técnicas de tiempo real, que se aplican para responder a la pregunta:
¿Tiene el Sistema la capacidad necesaria en para solventar cualquier fallo?
- Incremento inesperado de la demanda
- Fallo de cualquier unidad de generación de gran tamaño
- Generación eólica que no se produce (por falta de viento)
O lo contrario…
- Excesiva generación (por deshielo, por más viento del previsto)
- Caída de la demanda (fallo de grandes unidades consumidoras)
Generalmente, se meten grupos térmicos, que aportan flexibilidad. Puede ser necesario subir o bajar la potencia prevista.
En todo momento, la generación tiene que ir ajustándose y atender cualquier necesidad del sistema. Todos los mercados que intervienen en el sistema contribuyen a un objetivo común: asegurar el equilibrio entre la oferta y la demanda de electricidad para garantizar la seguridad de suministro a todos los consumidores.
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