Este documento resume el funcionamiento del mercado eléctrico ibérico. Existen cuatro actores principales: generación, transporte, distribución y consumo. El mercado mayorista se divide en el mercado diario gestionado por OMIE y el mercado de operación gestionado por REE para garantizar la seguridad del suministro. En el mercado diario, las ofertas de los generadores dependen de sus costes de oportunidad y se determina el precio final para cada hora mediante el cruce de las curvas de oferta y demanda.

1. Fundamentales
del mercado
eléctrico Ibérico
Noviembre 2016M·Report

2. Los mercados eléctricos organizados parten de la
premisa que la energía en grandes cantidades no se
almacena, por lo que en todo momento, éste debe
asegurar que la generación es igual a la demanda.
Al mismo tiempo, podemos decir que el consumo de
electricidad es estacional en el corto y largo plazo con
altos grados de aleatoriedad. Éste no solo cambia a lo
largo del día sino que también a lo largo de la semana, el
mes y el año, dependiendo de factores meteorológicos,
económicos, políticos, etc.
Así pues, para asegurar la estabilidad y la seguridad
de suministro, el sistema eléctrico debe estar
sobredimensionado. Por ello, la potencia instalada debe
ser superior a la potencia máxima demandada teniendo
en cuenta las probabilidades de poner en marcha al
mismo tiempo la potencia instalada. Actualmente en
España, la potencia máxima demandada está cerca de
los 42.000 MW y la potencia de generación, teniendo en
cuenta todas las fuentes de energía disponible asciende
a 120.000 MW.
2 Magnus Commodities - Fundamentales del mercado eléctrico ibérico
Fundamentales del mercado eléctrico ibérico

3. Existen cuatro principales actores del sistema
eléctrico:
Desde 1988 hasta el momento de su liberalización en
1997, el mercado eléctrico Español estaba regulado
por el llamado Marco Legal Estable. Al considerarse
un elemento básico para el desarrollo del país, éste
era gestionado directamente por parte del estado. La
estabilidad de este marco se basaba en garantizar a
las empresas eléctricas unos beneficios aceptables
y un retorno de sus inversiones a largo plazo. Con la
intención de establecer de forma transparente tarifas a
los consumidores en condiciones de mínimo coste.
En dicho marco, tanto a los generadores como a
las distribuidoras, se les pagaba el coste estándar
reconocido. El transporte en alta tensión se nacionalizó
creando el operador de sistema Red Eléctrica Española.
En cuanto a la configuración de los precios al consumidor
final, éste pagaba la llamada tarifa integral. Está
resultaba de dividir los costes totales del sistema por la
demanda esperada para ese año.
En los años 90, con la caída del comunismo en Europa
central y oriental, los europeos se sienten más próximos
y en 1993 culmina la creación del mercado único con las
«cuatro libertades» de circulación: mercancías, servicios,
personas y capitales. La década de los noventa es
también la de dos Tratados: el de Maastricht, de la Unión
Europea, de 1993, y el de Ámsterdam de 1999. En ella
España se compromete a la creación de un mercado
único energético y con este fin se pone en marcha el
proceso de liberalización de los mercados.
Desde 1997 hasta 2009 se liberaliza progresivamente
el mercado eléctrico hasta el modelo actualmente
conocido como MIBEL (Mercado Eléctrico Ibérico de
Electricidad).
Con este cambio, las decisiones que con el antiguo marco
correspondían al estado pasaran a ser gestionadas
por mecanismos de libre mercado. Básicamente,
continúa la regulación del estado tanto en transporte
y mantenimiento de las redes y se procede a la
liberalización de la generación y la comercialización.
La mayor diferencia respecto al Marco Legal Estable
radica en que el coste del kilovatio engloba dos
componentes que se obtienen por separado. Por un
lado estaría la componente regulada, orientada a
cubrir los costes de sistema (Transporte, distribución
y otros incentivos…) y que el estado recauda de las
comercializadora. Por otro lado estaría la componente de
mercado, obtenida por mecanismos de libre competencia.
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Generación Transporte
La llevan a cabo los
productores que son los
encargados de generar
electricidad a partir de
un determinado recurso
energético (carbón, gas,
eólico, solar, etc.)
Se encarga Red
Eléctrica España
(REE) que transporte
la electricidad de
generación en largas
distancias a través de
líneas de alta tensión
Distribución Consumo
La electricidad
llega finalmente al
consumidor a través de
las líneas de media y
baja tensión
El consumo viene
de la mano de los
hogares y la industria
con diferentes
grupos tarifarios y
comportamiento

4. El mercado mayorista de la electricidad se divide
principalmente en dos mercados:
OMIE
Por un lado el correspondiente al operador de Mercado
OMIE, en el que se decide el grueso de la energía vendida
para cada hora del día.
Mercado Spot (OMIE)
• Mercado diario
• Mercado intradiarios
Cada día del año se llevan a cabo una subasta a las
12:00 del mediodía en el mercado diario en la que los
generadores y los consumidores acuerdan para cada
hora del día siguiente cuanta energía van a intercambiar
y a qué precio. En esta subasta se alcanza el precio de
referencia o de casación y se establece el programa
resultante de mercado diario.
Los mercados intradiarios permiten a los agentes
participantes en el mercado diario, gestionar posiciones
anteriores, convirtiéndose en un mecanismo eficaz para
resolver incidencias y modificaciones en las previsiones
tanto de oferta como de demanda por parte de los
generadores y de los consumidores. Se realizarían 6
sesiones que se distribuirían a lo largo del día de casación
en curso y la mañana del siguiente. En cada una de estas
se puede ir ajustando la oferta y demanda de todas las
horas que quedan por suministrar.
REE
Y por otro lado el mercado de operación de Red Eléctrica
Española u operador de sistema y que se encarga de
garantizar la continuidad y seguridad de suministro.
Mercado de operación (REE)
• Restricciones Técnicas
• Servicios Complementarios (Primario,
Secundario, Terciario)
• Gestión de Desvíos
REE se encarga de revisar el programa resultante de
casación y en el caso de que no sea técnicamente viable
por falta de capacidad en ciertas líneas ésta introduciría
modificaciones. A su vez REE gestionará los mercados
de servicios complementarios que tienen como objetivo
que el suministro se realice en condiciones de seguridad
y fiabilidad en todo momento y que puedan resolver
desequilibrios entre la generación y la demanda en
tiempo real.
Existen tres servicios complementarios:
• Primario
Responde a desequilibrios pequeños y es
obligatorio para todos los generadores por lo
que no existe un mercado para gestionarlo.
• Secundario
Permite al operador de sistema disponer de una
reserva de capacidad muy flexible para resolver
desequilibrios significativos entre la generación
y la demanda.
• Terciario
Tiene por objetivo que en caso de hacer uso
de esa banda secundaria, pueda restituirse la
reserva que esta haya utilizado.
En estos mercados de reserva juegan un papel
importante las centrales gestionables de forma que
si es necesaria mayor potencia de generación, éstas
puedan subir su potencia rápidamente. Y si es necesario
mayor consumo para equilibrar la red las bombas de
una gran central eléctrica pueden empezar a bombear
agua. En el caso opuesto en el que se requiera bajar la
demanda de energía en alguna zona, existe el actual
mecanismo de interrumpibilidad por el que se subsidia
a aquellas empresas que estén dispuestas a parar
total o parcialmente su demanda en un momento de
requerimiento del operador de sistema.
Los Desvíos sirven para resolver desequilibrios entre
la oferta y la demanda que pueden identificarse unas
pocas horas antes del despacho. Tras la celebración de
cada mercado intradiario. Consiste en pedir ofertas a los
generadores en el sentido opuesto a los desvíos que
están previstos en el sistema.
4 Magnus Commodities - Fundamentales del mercado eléctrico ibérico

5. 5Magnus Commodities - Fundamentales del mercado eléctrico ibérico
Pero, ¿cómo se llega al precio final para cada hora del día?

6. Programa resultante de mercado diario:
Tiene lugar todos los días a las 12:00. Se realiza una
subasta en la que se casa la oferta y la demanda de
electricidad. En las curvas de generación cada una de
las unidades de programación oferta una cantidad de
electricidad que puede y está dispuesta a generar al
precio mínimo que fija en su oferta. Dependiendo de sus
costes de oportunidad cada central ofertará a un precio
diferente.
Por otro lado, para la compra de esa electricidad
ofertada se realizan ofertas de compra principalmente
por las comercializadoras que tienen una demanda de
electricidad que abastecer. Estos lo harán a un precio
alto para asegurar que cubrirán la demanda.. Después
las centrales de bombeo o las industrias programables
estarán dispuestos a comprar por debajo de un precio
ya que pueden asumir el no comprar si el precio final no
les satisface. De esta forma, la demanda se va cubriendo
hasta que alcanza el precio por encima del cual no hay
más compradores dispuestos a pagar.
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7. 7
Es importante indicar que si bien las unidades
productoras ofertan a un precio menor que el precio de
casación y las ofertas de compra se han realizado a un
precio mayor, toda la energía que se ha vendido para
esa hora se retribuye al mismo precio obtenido por el
cruce de las curvas de oferta y demanda. Es lo que se
denomina como mercado marginalista.
Al contrario de lo que se pueda creer, el precio de oferta
de los generadores no representa el coste variable que
les supone producir dicha cantidad de energía, es decir, lo
que les haya costado el combustible, el poner en marcha
la central y su operación y mantenimiento. La oferta la
realizan al coste de oportunidad que les supone generar
esa electricidad. Esto quiere decir que al coste variable
anterior hay que sumarle los ingresos a los que renuncia
la central por el hecho de producir.
Coste oportunidad por tecnología:
Para una central hidráulica de embalse, consumir el
agua para producir electricidad no supone coste variable
algunoperosiuncostedeoportunidad.Estoesasíporque
gracias al embalse el generador tiene la posibilidad de
almacenar el agua y consumir en otro instante futuro en
el que el precio del mercado sea mayor. Por esa razón
las centrales hidráulicas de embalse pueden vender la
electricidad cuando les convenga y por eso ofertarán a
un precio alto en comparación con el resto. Sin embrago
en una época de lluvias fuertes, si el embalse se
encuentra al límite de su capacidad (85%), el coste de
oportunidad será cero para la cantidad de energía que
pueda generar con el agua que esté obligada a evacuar.
Por lo tanto, realizará ofertas a precio muy bajo o incluso
cero para asegurarse de que entra en la casación.
En el caso de centrales térmicas de carbón o gas, si
el generador puede revender dicho combustible a un
tercero, entonces consumir dicho combustible tiene un
coste de oportunidad que deberá sumar en su oferta al
coste variable por la propia generación de la electricidad.
Es decir, este coste de oportunidad no es el precio al que
se adquirió el combustible sino el precio al que puede
revenderlo.

8. En el caso de un parque eólico o central hidráulica
fluyente el combustible es el viento o el agua, por
lo tanto, si tiene ocasión de generar en un momento
de viento favorable o agua en el río, el no hacerlo no
aumentará la posibilidad de obtener mayores beneficios
en el futuro ya que ni ahorra en combustible ni puede
almacenarloparaotromomento.Porestarazónofertarán
a precio mínimo para cubrir el coste de operación, para
asegurarse de poder entrar en la casación.
Finalmente tenemos las centrales nucleares que
también ofertan a precio aceptante pero en este caso la
razón es porque las centrales tienen poca capacidad para
variar su nivel de producción en el tiempo y son centrales
consideradas de base. Es decir, que están todo el tiempo
produciendo a su potencia nominal. Por tanto las ofertas
a precio cero buscan asegurar la casación para mantener
un nivel de producción constante dejando que le precio
que recibirán como retribución lo marquen el resto de
tecnologías que ofertan a otros precios mayores por
otros motivos.

9. 9Magnus Commodities - Fundamentales del mercado eléctrico ibérico
Por lo tanto de los cruces de las curvas de oferta y
demanda saldrían el precio de casación inicial. Sin
embargo estas curvas iniciales hay que corregirlas
acorde con las condiciones complejas. Estas condiciones
son las que los generadores imponen cuando hacen sus
ofertas sobre varias horas a la vez. El ejemplo más típico
es la oferta de ingresos mínimos por la cual se fija un
nivel mínimo de ganancias en un día. Una vez que se
casan las 24 curvas de un día, si un agente ha declarado
una condición de ingresos mínimos que no se cumple,
sus tramos de ofertas se retiran.
Así es como se obtienen la curva modificada, que es la
que se emplea para fijar finalmente el precio de casación
de la correspondiente hora. Y este es el precio que se
pagará a todos los generadores. Normalmente este
precio lo marcan las centrales térmicas de carbón o gas.
En algunas puntas de consumo, el precio lo marcan los
generadores más caros como las centrales de fuel o las
grandes hidráulicas. Y algunas horas al año cuando la
demanda se puede cubrir mediante los generadores que
ofertan a precio cero, la electricidad se vende gratis. Por
lo tanto, el precio de la electricidad varía cada hora del
día dependiendo de múltiples factores, como la demanda
para esa hora, el precio de los combustibles fósiles, las
condiciones climatológicas, las restricciones técnicas de
la red, etc.

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