La crisis energética ha acercado el funcionamiento del mercado eléctrico a los consumidores. Igual que ocurre cada mes con el dato de PIB o la inflación, desde mediados de 2021 y en mayor medida tras la invasión de Rusia en Ucrania, el precio medio diario del denominado ‘pool’ eléctrico se coló en todas las casas a través de los telediarios, y con él las horas más baratas y las más caras de cada jornada. Pero eso dejará de ser así a partir del año que viene, con un precio distinto cada 15 minutos, en vez de cada hora. Es decir, de 24 precios al día (uno por hora) se pasará a un total de 96.
El cambio atiende a una lógica europea de armonizar el sistema eléctrico ibérico (España y Portugal) con el resto del continente; pero al mismo tiempo sirve para tener un precio más ajustado a la realidad, según explicó esta semana la directora de Operación del mercado Ibérico (OMIE), Yolanda Cuéllar, en un foro organizado por la Asociación Empresarial Eólica (AEE). En la práctica esto implica precios de la electricidad más baratos, sobre todo, en un sistema eléctrico con una alta proporción de renovables al permitir gestionar mejor la incertidumbre que producen estas tecnologías.
Los generadores y comercializadores negocian la compraventa de electricidad en una subasta diaria que se celebra cada día para el día siguiente. En la actualidad, los periodos de esa negociación son de una hora, pero el consumo y la generación no es plano durante esos 60 minutos, sino que hay picos y valles. Sin embargo, se hace una media que aplica a todo el periodo. Esto provoca que haya diferencias entre el resultado del mercado y la realidad.
El nuevo mecanismo busca reducir esas diferencias con una negociación cada 15 minutos. Un intervalo más corto otorga más flexibilidad a los participantes del mercado y les permite ajustar mejor sus ofertas a la realidad, lo cual aumenta el valor que obtienen por la compraventa, pero reduce el coste de las ‘multas’ que se pagan cuando hay desviaciones. Esto es especialmente relevante con el creciente desarrollo de la generación renovable, cuya producción es mucho más difícil de predecir, según explica la Agencia Internacional de Energía Renovables (IRENA) en un informe sobre esta cuestión.
Reducir ese periodo de tiempo, así como acercar el cierre de la negociación al tiempo real de entrega de esa energía, “ayuda a los operadores del sistema (en este caso, OMIE y REE) a pronosticar las operaciones con más precisión, lo cual ayuda a evitar los sobrecostes que se producen por el desajuste entre oferta y demanda en tiempo real”, indica en dicho informe IRENA.
El cambio se iniciará este marzo en fase de pruebas con el objetivo de ponerse en marcha “en los primeros meses de 2025”, según explicó Cuéllar. La adaptación la harán de forma simultánea OMIE y también Red Eléctrica, según se extrae de una resolución de la Secretaría de Estado de Energía de finales de enero que afecta a esta última. El reto es grande porque cada día –estableciendo un día al azar como el del 6 de febrero- OMIE gestiona unas 500.000 ofertas que pasarán a ser de alrededor de 2 millones cuando se establezcan los periodos de negociación de 15 minutos, según Cuéllar.
OMIE prevé iniciar un período de pruebas regionales con los operadores del sistema desde marzo y hasta mayo al que seguirán las pruebas que los agentes puedan comenzar a hacer a partir de la segunda mitad de junio de 2024 y que se extenderá hasta la puesta en marcha, según se extrae del último informe del mercado. En el caso de Red Eléctrica, las pruebas se iniciarán también a partir del 1 de marzo, según la resolución de la Secretaría de Estado de Energía publicada el 25 de enero.
Integración europea
En 1998, un año después de la liberalización del sector, comienza el funcionamiento del mercado eléctico español y en 2007 se une la operación entre España y Portugal. Es siete años más tarde cuando este mercado comienza a formar parte del Mercado Europeo, a partir de una integración progresiva. La integración entre mercados de electricidad facilita una mayor liquidez, aunque el caso español está muy limitado por la interconexión con Francia, que supone un intercambio máximo de 2.500 megavatios-hora (MWh) al día. Cada hora se producen alrededor de 30.000 MWh en España.
Según un análisis publicado por el ‘think thank’ belga Bruegel, un sistema integrado y suficientemente interconectado permite precios de la electricidad menos volátil y más firme porque cuando la generación renovable es baja y la demanda alta en un lugar se puede importar energía renovable de otras regiones con diferentes patrones de oferta y demanda.
“Se puede esperar que un panel solar en España genere el doble de electricidad que uno en Finlandia, mientras que una turbina eólica en Polonia produce más de una vez y media la electricidad que una en Italia. Por lo tanto, los consumidores tendrían que instalar y pagar sustancialmente menos turbinas y paneles solares si se colocaran en los lugares más ventosos y soleados, respectivamente”, indica Bruegel.
Pero al mismo tiempo también otorga mayor firmeza, es decir, menos posibilidad de apagones: “La reducción de la demanda de capacidades de respaldo, que son necesarias para garantizar el suministro eléctrico seguro durante períodos con baja disponibilidad de generación de electricidad renovable variable”. Es decir, España se podría ver beneficiada por un hipotético respaldo de Francia y sus nucleares.
Además, añade Bruegel, la integración favorece la competencia, al evitar que “los países utilicen su regulación eléctrica para distorsionar el campo de juego a favor de sus empresas consumidoras de electricidad”.
