¿Qué es el pool eléctrico?

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A menudo hemos hablado sobre las tarifas que nos ofrecen las comercializadoras de electricidad. Pero dichas tarifas dependen del precio al que ellas la compran en el mercado mayorista. Vamos a darle hoy un repaso al funcionamiento de este mercado, también llamado pool eléctrico. ¿Cómo se fija el precio de la electricidad? ¿Quién decide con qué centrales la generamos?

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¿Cuánta energía necesitamos?

Dado que la electricidad no es fácilmente almacenable en grandes cantidades, la demanda eléctrica de todo el país debe ser generada en alguna central en ese mismo instante. Y para ello, necesitamos casar la demanda de los consumidores con la oferta de los productores en todo momento.

A diario, Red Eléctrica de España (REE) hace una previsión de la energía que hará falta al día siguiente. Para ello, se basa en estadísticas históricas y en ciertas variables externas como la previsión meteorológica o el calendario laboral. Hacia el mediodía, se abre una subasta para cada una de las 24 horas del día siguiente (o 23 o 25), en la que los diferentes productores de electricidad pueden ofrecer dicha energía, y se decide quiénes la suministrarán según un orden creciente de precios.

Como la estadística y la meteorología no son ciencias exactas, durante el día REE observa los desajustes de la previsión y organiza otras 6 subastas intradiarias para cubrir tanto los consumos inesperados como la producción inferior a la programada sin que nos salten los plomos.

El conjunto de la subasta diaria y las intradiarias se conoce como el pool eléctrico, y lo gestiona una entidad independiente llamada Operador del Mercado Ibérico de la Energía (OMIE)

 

Subsistemas

Tal como comentamos hace unas semanas, el hecho de que las islas no están conectadas eléctricamente a la península (salvo un cable limitado con Mallorca), obliga a que cada sistema aislado tenga un mercado independiente. La energía producida en Vandellòs no nos sirve para el consumo de Lanzarote ya que no tenemos un cable para hacérsela llegar.

Igualmente, el sistema peninsular dispone de conexiones con Francia, Portugal y Andorra, con las que podemos intercambiar cierta cantidad de electricidad en ambos sentidos.

 

¿Cómo funciona la subasta?

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El 4 de agosto REE calculó que necesitaríamos 27.778 MW para el día 5 a las 7:00. Todas las plantas productoras disponibles el día 5 pusieron sus ofertas, indicando cuántos MW podían ofrecer a esa hora y a qué precio los vendían.

Las ofertas se ordenan por precio ascendente hasta llegar esos 27.778 MW. Los productores que quedan por encima se descartan (pueden esperar al last-minute de los mercados intradiarios). Los que quedan por debajo serán los encargados de generar la energía a esa hora y se les pagará al precio del más caro que entró en la subasta. Dicho precio se llama precio de casación, y a este sistema se le conoce como mercado marginalista.

 

Precios ofertados

Las centrales nucleares no son fáciles de encender y apagar, de manera que no pueden regular la energía producida. Análogamente, la eólica y la solar tampoco pueden decidir cuánto producirán ya que dependen de la meteorología. Se dice entonces que son fuentes no gestionables para distinguirlas del resto que pueden regular su producción a base de echar más o menos combustible a su caldera.

Para dar prioridad en la subasta a las fuentes no gestionables, nuclear, eólica y solar entran en la subasta a precio 0 eur/MWh y de esa manera son las primeras de la cola. ¿Supone eso que nos regalan sus MWh? No, porque acaban recibiendo el precio de casación del momento.

El  resto de tecnologías (carbón, gas, gasoil, …) puede ofrecer el precio que crea oportuno, que vendrá condicionado por los costes de generación (precio del combustible, costes de operación, amortización de la central, …). Pero cuánto mayor sea, menores serán las probabilidades de entrar en la subasta.

 

Casos de ejemplo

Vamos con unos ejemplos, que el tema es un poco espeso. Supongamos que los precios ofertados por las diferentes tecnologías son estos en eur/MW:

precios

Veamos 4 escenarios jugando con los parámetros de consumo estimado y ofertas presentadas, viendo cuánto da el precio de casación en cada caso. Las ofertas aparecen ordenadas por precio ascendente, y se indican los GW ofertados por cada tecnología:

escenarios

Escenarios

  1. Necesitamos 30 GW, que se cubren con la producción nuclear, las renovables y algunas centrales de gas. El precio de casación es el de estas últimas, 40 eur/MW.
  2. Es de madrugada, el consumo cae a 15 GW, y aunque no hace sol, podemos pasar con las centrales nucleares, que siguen encendidas, y los molinos de viento. El precio de casación queda en 0 eur/MW. Suele salir en los periódicos al día siguiente.
  3. Día de verano sin viento, aires acondicionados a tope, el consumo se dispara a 50 GW, y necesitamos encender las plantas que queman gasoil, las más caras. Nos toca pagar a 80 eur/MW
  4. Isla de Tenerife. Pese al moderado consumo de 0,5 MW, los chicharreros deben abastecerse de sus centrales de carbón, gas y gasoil a falta de fuentes mas baratas. Precio de casación: 80 eur/MW

Así observamos que los precios dependen fuertemente de

  • El consumo: a mayor consumo mayor precio
  • La oferta de fuentes de energía baratas, principalmente nuclear y renovables.

14 Comentarios

  1. Interesante artículo.

    Se que las eólicas y solares reciben primas, pero no se como se calcula. Si un día cobran 80, ¿la prima es la misma que si el precio fuera 0? No se si la prima asegura un precio mínimo o es un precio fijo por electricidad generada.

    También creo que las hidroeléctricas tienen una parte gestionable y otra no gestionable. Hay centrales que tienen que aportar un cauce mínimo y generan electricidad con ese agua que deben dejar pasar.

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    • La prima es en principio y simplificando, la diferencia entre el precio al que tienen derecho y el precio del mercado, sin embargo, si el precio de mercado supera el de la prima tan sólo reciben el del mercado. Esto da lugar a situaciones que pudieran parecer paradójicas, como que cuanto menor sea el precio del mercado, pudiendo llegar a ser cero, como durante temporales, mayores sean las primas.
      http://observatoriocriticodelaenergia.org/files_download/Entiende_el_mercado_electrico.pdf

      En cuanto a la energía hidráulica dependerá del tipo que sea, si no tiene embalse, será fluyente, en ese caso sólo podrá turbinar el caudal que en ese momento fluya por el río (exceptuando el caudal ecológico). En caso de que cuente con embalse, el caudal que pueda bombear dependerá del caudal medio del río, de la situación del embalse así como del tipo de embalse, pudiendo ser éste anual o hiperanual. En el primer caso, esta diseñado para funcionar en ciclos anuales, mientras que en el segundo es capaz de almacenar agua de años húmedos a secos.

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  2. España tiene también una interconexión internacional con Marruecos, que, hasta la fecha, siempre es favorable a España (exportamos mas de lo que importamos).

    En general las centrales térmicas (carbón, gas…) no son tan flexibles como se entendería al leer el articulo, realmente todas son centrales de vapor (al igual que las nucleares) y necesitan un tiempo para producir la presión necesaria y un tiempo para perderla -perdiendo también la energía térmica que se ha utilizado para calentarla-

    Por lo demás, muy bien explicado, ¡hasta Fulgencio lo entenderá!

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    • Hace tiempo leí en un artículo de ElConfidencial.com que en Singapur habían dimensionado la producción eléctrica con excesiva ponderación del ciclo combinado (gas), que tengo entendido que se considera muy flexible por la relación entre el tiempo de despliegue de la instalación y el coste posterior de producción. El caso es que por las limitaciones técnicas de la producción eléctrica de esta fuente, la ¿tensión? de la red les sufre fuertes fluctuaciones y esto se ha dado en llamar “efecto Singapur”.

      ¿Soñé todo eso o es que no entendí nada al derechas?

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    • El tema de las interconexiones es delicado, porque la regulación Española lo pone difícil a los otros países para vender (mientras que no nos impide vender a nosotros). Es, de hecho, la existencia de estos impedimentos lo que hace que Francia no quiera invertir más en conectarse con nosotros (y no el hecho de que sean muy malos y egoístas como nos quieren hacer creer por todos lados).

      Si os pica la curiosidad y entendéis bien inglés, hay un TFM muy interesante al respecto de una chica madrileña aquí: https://www.iit.comillas.edu/docs/TM-10-006.pdf

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  3. La energía no es fácilmente almacenable, pero si es más fácil medirla.

    Cito: “El 4 de agosto REE calculó que necesitaríamos 27.778 MW para el día 5 a las 7:00.”

    Pregunto: ¿El día 6 ya tenemos los datos reales de consumo del día anterior? ¿Están publicados en algún lado? ¿Se analiza si la estimación fue prudente o muy al alza?

    Se dice también que las previsiones toman en cuenta el calendario laboral, otro tema es que la hora oficial no concuerda en absoluto con nuestra hora solar, y da como resultado calendarios laborales largos, absurdos e ineficientes.

    Por suerte tenemos buen clima, buena gastronomía y buenos partidos de futbol, porque si solo nos tuviéramos de valer de nuestros “buenos” políticos apañaos íbamos.

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    • El sistema tiene sus imperfecciones, pero la transparencia no es una de ellas. Puedes consultar en todo momento la previsión de energía demandada (curva verde) para hoy y el consumo real (curva amarilla)
      https://demanda.ree.es/demanda.html

      En la web de REE tienes gráficas para aburrir.

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  4. El OMIE organiza las subastas en España y Portugal, anteriormente se limitaba a España y era el OMEL (Operador del Mercado Eléctrico). Hará unos 10 años cuando me interesé por conocer su funcionamiento vi lo claramente fraudulento del déficit de tarifa:

    En el OMEL el 90% de los intercambios eran de productor a comprador del mismo grupo (vg. Fenosa comercializadora le compra a central de Fenosa). Esto facilitaba que el productor vendiese a pérdida teórica, pues a tanto menor precio que vendiese un lado era tanto más que ganaba el lado comprador, con la peculiaridad de que al lado vendedor se le reconocía el derecho a cubrirle la pérdida. Lo que explicaba que las grandes compañías eléctricas, todas ellas cotizadas frente a sus inversores ganasen dinero al mismo tiempo que frente al gobierno lo perdían.

    La propuesta lógica era que en este tipo de intercambios no se reconociese déficit de tarifa.

    Todo esto quiero pensar que haya cambiado al menos un poco con el sistema de precios PVPC por horas (legislado a partir de un fraude demostrado en la subasta de precios) y el aumento en el número de productores. ¿Podríamos arrojar luz un día sobre el déficit de tarifa Miquel?

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  5. Yo sólo digo (a mi entender) que cada vez hay más intermediarios y todas se llevan su tajado a costa del sufrido consumidor.

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  6. Tal como se expresa en el apartado 4 de los escenarios, en Tenerife ni hay sol ni viento y tienen que generar con los sistemas menos eficientes y mas contaminantes. De eso ya se han encargado los politicos de turno que sea asi.

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  7. ¿Qué alternativas hay al actual sistema de subasta?

    ¿No seria mejor pagar a cada central según el precio con que entran a subasta, sin precio de casamiento? ¿y que a las nucleares tengan un precio prefijado acorde a la realidad de su coste de producción, aunque estén las primeras de la cola y sean las primeras en servir la demanda?

    O simplemente varios tramos con varios precios de casamiento, los primeros 10.000MW han entrado a 30€ el MW, los segundos 10.000MW han entrado a 40€ el MW y los últimos 7.778MW (según el ejemplo del articulo) han entrado a 50€ el MW. Con esto ya se cubre la demanda de 27778MW y solo se ha pagado a un precio caro el último tramo quedando la media más baja.

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  8. Buen y clarito artículo Miquel. No te le había visto en su momento y creo que si alguien de por aquí se lo hubiera leído antes lo mismo no habría dicho algunas cosas de las que dice…

    Pero sobre todo deja claro que:

    1º El precio no lo fija ni lo puede fijar el gobierno. Lo tienen que fijar los distintas métodos de producción que existen en el mercado en el cada momento.

    2º Al existir fuentes de producción renovable el pecio baja. Pero si no existieran fuentes convencionales de producción el suministro se detendría.

    3º Y entonces, cuando las renovables no pueden suministra energía, cuando por las razones que fueran la producción nuclear no satisface suficiente demanda de base…. la producción necesaria para que todo el sistema, interconexiones internacionales incluidas, funcione y cumpla con la misión de proporcionar energía a los ciudadanos…. tiene que producirlo algo, las convencionales del carbón, gas y gasoíl…. y al precio que se fije en el mercado. Que es el único justo.

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