El mercado eléctrico español es, en realidad, un conjunto complejo de varios mercados con características muy diferentes. Así, tenemos mercados a plazo de contratos bilaterales con entrega física, mercados a plazo financieros, las subastas CESUR, el mercado diario o los mercados intradiarios. El bien comerciado en todos ellos es el mismo, los MWh. Sin embargo, la forma de comerciarlos diverge en cada mercado radicando aquí, precisamente, la complejidad que entraña la comprensión del conjunto del mercado eléctrico.
No es el objeto de este artículo explicar las peculiaridades de todos ellos. Nos centraremos en el funcionamiento y la formación de precios en los mercados mayoristas diarios e intradiarios. En éstos se establecen, mediante un proceso de casación de ofertas, las ventas de energía eléctrica con entrega física para el día siguiente. Es decir, la energía tiene que ser producida y entregada, no es un mercado financiero donde no hay intercambios físicos. Este mercado está gestionado, según recoge la Ley 54/1997, por el operador del mercado, una empresa privada llamada OMEL.
Tomemos un día cualquiera, nuestro día D, por ejemplo mañana sábado 15 de octubre. El mercado en el cual se venden MWh para entregar el sábado comienza, en realidad, el viernes, el día D-1. Todo aquel productor que quiera vender sus MWh el día D ha de presentar sus ofertas a OMEL antes de las 10:00 de la mañana del día D-1. Hay una particularidad importante, las ofertas que se presentan se hacen hora a hora, el productor tiene que decir: "ofrezco 150 MWh a 40 €/MWh entre las 15:00 y las 16:00 de la tarde". De este modo, aunque todos los MWh son iguales, los precios de cada hora del día serán, por norma general, diferentes. Es, a todas luces, como si hubiera 24 mercados distintos, uno para cada hora.
Los demandantes de electricidad operan del mismo modo. Presentan sus ofertas de compra a OMEL para cada hora del día siguiente y éste, tras estudiar ofertas, demandas y comprobar las restricciones técnicas que pueda haber, genera las curvas de oferta y demanda. El punto donde ambas se crucen determina el precio del MWh para esa hora del día D. El mercado eléctrico español es marginalista, esto quiere decir que a todos los productores se les paga el mismo precio por su electricidad, independientemente del precio al que ofertaron. El precio que reciben es el de la última oferta casada. Existen otros modelos de mercado, como el "pay-as-bid" donde el productor recibiría el precio que ofertó. La teoría económica, sin embargo, establece que el precio final resultante de ambos mercados sería muy similar.
Es natural que, desde que se presentaron las ofertas antes de las 10 de la mañana del día D-1, puedan surgir problemas que impidan que un cierto productor cumpla con los compromisos de su oferta. Es posible que su central sufra una avería y no pueda producir, puede haber un problema en la línea de alta tensión que deje una central incomunicada, puede que el viento deje de soplar y un campo eólico no produzca la cantidad que había estimado, etc. Para paliar estos problemas existen los mercados intradiarios. Son seis nuevas subastas que están espaciadas a lo largo del día D (la primera de ellas tiene lugar a las 9 de la noche del día D-1) que sirven para corregir desajustes en las casaciones.
¿En qué orden entran los productores al mercado? Primero entran aquellos que ofertan los precios más bajos (de hecho ofertan a 0 €/MWh). Estos productores son los que tienen bajos costes variables en su producción (nucleares e hidráulicas fluyentes) o aquellos que por ley tienen que ofertar a cero (los productores del régimen especial). ¿Por qué ofertan la energía gratis? Porque sus costes de oportunidad son muy bajos y les interesa producir, al precio que sea. Al ser el mercado eléctrico español marginalista, a todos se les pagará un precio que será, casi siempre, mayor que cero. Seguidamente entran aquellas centrales con costes superiores (carbón y ciclos combinados más eficientes). Siguen las centrales aún más costosas (carbón y ciclos combinados menos eficientes). Por último, entrarían las centrales de punta (fuel-oil) o las hidráulicas regulables. Estas últimas compran energía en horas baratas para bombear el agua de nuevo hacia arriba en sus presas para, en el futuro, soltar el agua y producir electricidad en aquellas horas donde los MWh son muy caros.
En los últimos años se está produciendo un fenómeno interesante en el mercado eléctrico. La alta penetración de energías renovables en el sistema hace que, en ciertas horas del año (pocas, pero hay alguna) toda la demanda eléctrica de España se puede abastecer con las centrales nucleares, hidráulicas y energía eólica. En ese caso, a esas horas, la electricidad es gratis puesto que todos estos productores ofertan a precio cero en el mercado. Los primeros porque sus costes variables son muy bajos, los segundos porque así los obliga la legislación. Este hecho ha sido utilizado por algunos para argumentar que las energías renovables disminuyen el precio de la electricidad, pero no es más que una verdad a medias.
Es obvio que, al entrar a precio cero, contribuyen a reducir el precio del MWh en el mercado porque expulsan a productores marginales con ofertas a mayor precio. Sin embargo, falta la otra mitad de la historia, y es que estas tecnologías reciben subvenciones que van directamente a engordar el déficit de tarifa. Porque, aunque el régimen especial oferta en el mercado a cero, no sólo se les paga el precio marginal del mercado, sino además una prima que tiene, por si fuera poco, un suelo. En 2010, el precio medio en el mercado fue de 45,7 €/MWh, mientras que el precio que se pagó a la eólica fue de 76,8 €/MWh. Incluso en esas pocas horas del año 2010 en las que el MWh tuvo coste cero, la eólica recibió 77 €/MWh mientras que las nucleares recibían 0 €/MWh... y luego van acusando a otras tecnologías de tener windfall profits.
De hecho, según esa argumentación, al existir cada año una mayor penetración de renovables del régimen especial en el sistema eléctrico, el precio del MWh en el mercado debería ser cada vez menor, ceteris paribus. Si la producción del régimen especial aumentó un 13% en 2010 con respecto a 2009 ¿por qué el precio del mercado en 2010 fue un 10% más caro que en 2009? Siguiendo su argumentación debería suceder al contrario, el precio debería haber bajado. Este año, con más renovables que nunca, el precio del mercado no ha bajado ningún mes de 55 €/MWh cuando en 2010 estuvo en torno a 45 €/MWh, ¿cómo se explica esto? ¿O cómo se explica que, prácticamente con la misma producción del régimen especial en septiembre del año pasado y de éste, el precio del MWh haya subido un 17%? Y eso sin contar las primas, que no se tienen en cuenta en la formación de precios en el mercado. Tal vez nos estemos perdiendo algo o tal vez, una vez más, entre prima y prima va a resultar que los primos somos nosotros.