La subasta de la electricidad: fijación de precios
— 31 agosto, 2022 236El recibo de la luz llega y, efectivamente, esa subida que los medios de comunicación llevan días anunciando se plasma en él. Son días de mucho frío en los que se precisa que la calefacción esté a pleno rendimiento. ¿Tiene esto que ver con el encarecimiento de la electricidad? ¿Quién decide si el coste eléctrico sube o baja? En definitiva, ¿cómo se fija el precio de la luz en España?
Son preguntas que cualquier usuario se hace mientras, religiosamente, paga lo que le piden por la luz. Sea justo o no, hay que saldar esa deuda. No es sencillo entender cómo se establecen los precios de la electricidad en España. La Comisión Nacional del Mercado de la Competencia –que ha sancionado a las principales eléctricas españolas por manipular precios– trata de explicarlo.
Para empezar, hay que recordar que la energía eléctrica producida no se puede almacenar a gran escala, puesto que no existe aún una tecnología capaz de hacerlo. Esta es una de las razones por las que existe un mercado diario (‘el pool’) y unos mercados de ajustes en los que se determinan las unidades de electricidad que diariamente se van a producir, y los precios a los que van a hacerlo, en pos de cubrir la demanda prevista para cada hora del día.
¿Qué es el ‘pool eléctrico’?
El mercado diario de la electricidad fija el precio de la luz en España. El “pool eléctrico” recibe su nombre del inglés, en español significa “piscina”, porque las empresas generadoras de energía eléctrica, a través de sus respectivas centrales de generación (centrales nucleares, hidráulicas, renovables, ciclos combinados, etc.), “lanzan” a esta piscina cada una de sus ofertas para el día siguiente. Con esas ofertas se satisface la demanda del mercado -en función de una serie de estimaciones- a un precio de mercado, llamado precio marginal. A esta actividad diaria se le llama ‘casar’ oferta y demanda, aunque también se le conoce en el argot eléctrico como “despacho diario”. Se trata de una subasta y la realiza el operador del mercado, que en España es la empresa OMIE.
¿Qué es el precio marginal?
La normativa indica que en la subasta diaria primero se tienen en cuenta los megavatios (MW) que ofertan (lanzan al pool) los productores más baratos, generalmente las grandes centrales nucleares. Esto se debe a que las nucleares no se pueden parar –su parada y arranque es más caro que mantenerlas en continuo funcionamiento-. Por ello, no pueden arriesgarse a no ser casadas (incluso muchas veces ofrecen sus megavatios a coste cero). No obstante, luego se le paga al precio marginal, como al resto de centrales casadas. Sucesivamente se van incorporando las unidades de producción más económicas (en orden ascendente) como suelen ser las renovables, principalmente eólica y solar, cuya rentabilidad está regulada por ley, siempre y cuando casen en el ‘pool’. Por último, se tienen en cuenta, si son necesarios, los megavatios que ofrecen las tecnologías más caras, como los ciclos combinados de gas o carbón.
Es por ello que al sistema se le denomina “marginalista”, porque a todos se les paga el precio marginal de casar la oferta y la demanda, independientemente de lo ofertado. El precio se fija en la última central en entrar en este ‘pool’ para atender a la demanda que se ha solicitado ese día. Es, por tanto, el precio que suelen marcar los ciclos o las centrales de carbón que son las últimas en participar, ya que, generalmente, son las más caras. Este precio es el que se paga cada hora de cada día por megavatio, sea cual sea el tipo de central que lo ha ofrecido en la subasta.
Pongamos un ejemplo completamente ficticio: a una hora determinada hay una demanda de 40.000 MW. Y tenemos ofertando la energía nuclear, 14.000 MW a precio cero. Eólica, 15.000 MW a precio también cero. Luego vienen los ciclos combinados (gas), 30.000 MW a precio 40 €/MWh. Y por último carbón, 8.000 MW a precio 60 €/MWh. Al casar la oferta saldrían los 14.000 MW de la nuclear, los 15.000 MW de la eólica y solo 11.000 MW de ciclo combinado, mientras que el carbón se queda fuera. Pero a todos se les paga el precio de casación, 40 €/MW.
El sistema parece tener un fallo muy obvio: a los que han ofertado barato se les paga más de lo que han pedido, luego a primera vista parece ineficiente. Sin embargo, esto no es de todo correcto.
El sistema marginalista no es un «invento» español, lo usan todos los países de la OCDE. Y los pocos países que pagan por lo ofertado («pay as bid») no obtienen resultados muy distintos. ¿Dónde está el truco? En el comportamiento de los ofertantes.
En un sistema marginalista hay varios operadores que ofertan a precio cero o casi cero: la nuclear, la eólica, la solar fotovoltaica… Y no es porque no quieran ganar dinero sino porque prácticamente todos sus costes son fijos, no variables. Los costes de estas tecnologías son básicamente la amortización de la infraestructura y el personal necesario para que funcione. En cambio, en una central de ciclo combinado o carbón hay un coste variable que es el coste del combustible (y el precio de las emisiones de CO2). La oferta de estas centrales será siempre superior a sus costes variables.
En un sistema marginalista los que tienen pocos costes variables simplemente ofertan a precio muy bajo porque quieren entrar, les da igual el precio que se acabe fijando. En cambio, una central con combustible nunca ofertará por debajo de sus costes variables porque perdería más dinero que estando parada.
Si se cambia el sistema de fijación de precios por un «pay as bid» la estrategia de los ofertantes cambiará. Ya no habrá ofertas a precio cero sino al precio que creen que podrían ganar y la experiencia dice que sale más o menos lo mismo, pero añade complejidad. Y si se fijan precios de referencia por tipo de tecnología se destruyen los incentivos de eficiencia del mercado marginalista.
¿Y qué es el despacho de restricciones técnicas?
Recibe este nombre a la decisión de programar la entrada en funcionamiento de determinadas centrales, que no habían entrado en la subasta diaria, pero que se ponen en marcha para evitar que haya cortes de electricidad. Es decir, por seguridad de suministro debido a la existencia de “restricciones técnicas”, generalmente en algunas zonas de España. Esta decisión la adopta el operador del sistema, que en este caso es la empresa Red Eléctrica, encargada de velar por la seguridad de suministro de la red.
Todo esto (“el pool” + el mercado de restricciones) constituye el mercado mayorista. El precio final del kilovatio que pagan las empresas y los ciudadanos a través de su factura es la suma de este precio (o el acordado con el comercializador, en su caso) más una serie de componentes adicionales regulados (impuestos y peajes) que, conjuntamente, conforman lo que se llama la tarifa eléctrica.
Dudas sobre el futuro del sistema
Sin embargo, el futuro del sistema de fijación de precios marginalista puede estar en entredicho. El sistema se creó cuando no había tantas renovables y los que ofertaban a precio cero eran las nucleares y la hidráulica. Al final los precios se fijaban por las centrales más eficientes de gas, carbón y fuel, dependiendo de la demanda. Pero cada vez hay más renovables en el mercado, que ofertan a precio cero y puede llegar un momento en el que a lo largo del día tengamos muchos precios cero (o incluso negativo, porque a alguna central le venga bien seguir funcionando en lugar de parar) y luego picos cuando tenga que entrar alguna de ciclo combinado. Y entonces, y solo entonces, quizá tenga más sentido un sistema «pay as bid» para evitar este diente de sierra o incluso precios tan bajos que no den viabilidad a los productores (aunque realmente esto no pasaría, los ofertantes modificarían su forma de pujar).
Lo que está claro es que en este mercado hay muchos estudios, ejemplos y soluciones, pero las consignas fáciles que se dan desde algunos ámbitos para reducir el precio de la electricidad no tienen mucho sentido. Eliminar el sistema marginalista de un plumazo no va a evitar que haya periodos de precios altos y nacionalizar empresas no es una solución mágica.
