Cómo funciona el mercado eléctrico en España y cómo podría mejorarse

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El desconocido mercado eléctrico mayorista o pool ha centrado esta semana la atención con precios no vistos desde 2013 en plena ola de frío y abriendo de nuevo el debate sobre si sus reglas de funcionamiento son las más adecuadas pero ¿cómo funciona exactamente?, ¿cómo se puede mejorar?, ¿existen alternativas?

Este mercado eléctrico mayorista es el lugar donde se compra cada día la mayor parte de la energía que al día siguiente va a consumirse en España.

Funciona desde 1998 y en él se casa la oferta y la demanda para determinar el precio de la energía eléctrica para cada una de las 24 horas siguientes.

Este precio se tiene en cuenta para el cálculo del componente energético en el recibo eléctrico, tanto de los pequeños consumidores, donde supone aproximadamente el 40 % de la factura que reciben, como de las empresas o industrias.

“Se trata de un mercado que se rige por criterios marginalistas: la última central que entra al cruzarse la oferta y la demanda para cada hora marca el precio que luego cobran todas”, explica el ingeniero industrial José Luis Sancha, profesor de la Universidad Pontificia y autor del libro “Presume de entender (a fondo) las facturas de la luz y del gas”.

O lo que es lo mismo, todas las centrales cobran lo que cuesta la más cara.

“Estas reglas podrían servir para un mercado en perfecta competencia pero el eléctrico no es precisamente así”, explica el ingeniero industrial y director de la comercializadora eléctrica Geoatlanter Jorge Morales de Labra.

Y los motivos son varios. Para empezar hay determinadas fuentes de generación, como las nucleares o las renovables que apenas tienen costes variables: el coste del combustible que utilizan es menor que el de otras tecnologías.

Eso lleva, por ejemplo, a que estas centrales puedan ofertar su producción a precio cero y cobren cada día el precio que marcan las más caras, que suelen ser las de gas y que ahora superan los 90 euros por MWh.

Lo primero sería sacarlas de este sistema de mercado, apunta Morales. “Yo no digo que haya que cambiar el sistema marginalista sino para qué tipo de fuentes debe funcionar”, subraya.

Junto a esto, recuerda la existencia de otra serie de mecanismos del sistema eléctrico, como la interrumpibilidad, los pagos por capacidad o el mecanismo de restricciones técnicas, que terminan distorsionando el precio.

En la restricciones, una especie de mercado de urgencia al que se recurre para terminar de ajustar en tiempo real oferta y demanda (la electricidad se tienen que producir al mismo tiempo que se consumo porque no se puede almacenar), las empresas pueden ofrecer su producción sin límite de precio. En el mercado diario, el tope es de 180 euros el megavatios-hora (MWh).

En este mercado se ha llegado a ofertar producción a 55.000 euros el megavatios-hora (MWh), asegura Morales, para quién en estos casos cree que debería existir un precio regulado y no de mercado.

En cuanto a los pagos por capacidad (un dinero que reciben las empresas por tener disponibles determinadas centrales térmicas) cree que deberían fijarse mediante una subasta competitiva y que el mecanismo de interrumpibilidad debería poder aplicarse por motivos económicos.

Esto último supondría poder cortar la luz a determinadas industrias que cobran por estar disponibles para ello cuando se alcancen determinados precios (no como ahora, que se corta para garantizar la seguridad del suministro). Estos cortes bajarían el consumo y también los picos de precios.

“El problema está en esos mecanismos que rodean el mercado y en la aplicación masiva de este sistema marginalista a lo que no funciona en competencia”, concluye Morales.

“Las reglas del mercado mayorista son adecuadas y funcionan pero el sistema no es perfecto”, coincide Sancha que apunta también a la necesidad de reformar ese mecanismo de restricciones técnicas o la interrumpibilidad.

Sancha también señala que estos días de altos precios debería intensificarse la supervisión de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), de Red Eléctrica (gestor del sistema) y del operador del mercado (OMIE).

La alternativa a un sistema de este tipo sería ir a los contratos bilaterales, cerrados entre empresas, lo que haría el sistema más opaco, añade Sancha, que recuerda que la mayoría de los países de la UE se funciona con sistemas parecidos.

Un análisis de Nuria Cano de la Agencia EFE

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