6.1. Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad

6.1. Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad

6. El mercado mayorista

El mercado eléctrico es el conjunto de plataformas de negociación en las que se contrata energía eléctrica para su entrega en diferentes horizontes temporales que pueden ser a plazo (para las próximas semanas, meses, trimestres o años) o al contado (para el día siguiente o las horas siguientes).

6.1. Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad

Secuencia de mercados. El mercado de electricidad en España, al igual que en otros países, se organiza en una secuencia de mercados en los que generación y demanda intercambian energía y reservas para distintos plazos (Figura 6‑1).

Figura 6‑1. Secuencia de mercados en el mercado ibérico de electricidad (MIBEL). Fuente: Elaboración propia.

Días, semanas, meses e incluso años antes del momento en que la energía sea generada y consumida, los agentes intercambian contratos con períodos de entrega de distinta duración (anual, trimestral, mensual, etc.). Estas transacciones se realizan en los llamados mercados a plazo (ver Formación de precios en los mercados mayoristas a plazo de electricidad).

Al llegar al día D-1 (un día antes de que la energía sea generada y consumida), los agentes intercambian energía para cada una de las horas del día D en el mercado diario organizado por el Operador del Mercado Ibérico-Polo Español (OMIE). Además, ya dentro de las 24 horas anteriores al momento de generación y consumo, los agentes pueden ajustar sus posiciones contractuales comprando y vendiendo energía en los mercados intradiarios, también gestionados por el OMIE (ver Mecanismos de ajuste de demanda y producción).

En el muy corto plazo (desde unas pocas horas hasta unos pocos minutos antes de la generación y consumo) los generadores, y en algunos casos también la demanda, ofrecen una serie de servicios al Sistema en varios mercados organizados por el Operador del Sistema (REE). Estos servicios son necesarios para que la generación se iguale exactamente a la demanda en todo momento, manteniendo así al Sistema en equilibrio físico y con un nivel de seguridad y calidad de suministro adecuado (ver Mecanismos de ajuste de demanda y producción).

¿En qué consiste el mercado diario de electricidad?  El mercado diario español de electricidad está acoplado a los mercados de Portugal y Francia. Para ello, se organiza de acuerdo con lo dispuesto en la normativa europea (en especial, los Reglamentos UE 2015/1222 y UE 2019/943) y española (en especial, la Circular 3/2019 de 20 de noviembre y la Resolución de 6 de mayo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia).^[1] El mercado está gestionado por OMIE, entidad privada que se encarga de garantizar que la contratación se lleva a cabo en condiciones de transparencia, objetividad e independencia.^[2]

El mercado diario se celebra el día anterior al de la entrega de la energía y en él compradores y vendedores intercambian energía para cada una de las horas del día siguiente. Así, en este mercado en realidad hay 24 productos diferentes (energía en cada una de las 24 horas del día siguiente).^[3] Esquemáticamente, se representa en la Figura 6‑2.

• Los vendedores (generadores y comercializadores que actúen como importadores) presentan ofertas de venta y los compradores (comercializadores que revendan su energía en el mercado minorista o la destinen a la exportación, y consumidores finales que actúen directamente en el mercado mayorista) presentan ofertas de compra a OMIE para cada hora del día siguiente.
• Con estas ofertas, OMIE construye las curvas de oferta y demanda de cada hora del día siguiente.
• Del cruce de las curvas de oferta y demanda resulta el precio del mercado para cada hora del día siguiente y se identifican las ofertas “casadas” (las ofertas de venta y de compra que se convierten en compromisos firmes de entrega de energía).

Figura 6‑2. Esquema del funcionamiento del mercado diario de OMIE. Fuente: Elaboración propia.

¿Qué son las ofertas de venta de energía en el mercado diario? En general, existen dos tipos de mercados en función de cómo se forme el precio en los mismos:

• Mercados “pay-as-bid”, en los que un generador recibe exactamente el precio que él ha ofertado.
• Mercados marginalistas (“pay-as-clear”), en los que todos los generadores casados reciben un mismo precio, el cual se determina por el cruce de las curvas de oferta y demanda.

A pesar de las diferencias en cuanto a cómo se forma el precio, la teoría económica muestra que en ambos tipos de mercados (“pay-as-bid” y “pay-as-clear” o marginalistas) se obtiene el mismo precio. Ello es así porque en los mercados “pay-as-bid”, los generadores no hacen ofertas revelando su coste incremental sino estimando cuál es el coste de oportunidad (que vienen siempre determinado por el coste de la energía sustituida en cada periodo de negociación).

Los mercados “pay-as-clear” garantizan el suministro a mínimo coste pues los generadores tienen incentivos a hacer ofertas revelando sus costes incrementales; lo que permite ordenar las ofertas de venta en función de sus costes y poner a funcionar sólo las instalaciones más eficientes. Esto no ocurre en los mercados “pay-as-bid”, en los que terminan generando no las instalaciones más eficientes (las de menores costes incrementales) sino las que han estimado un coste de oportunidad más bajo.

En la UE, el mercado diario acoplado es de tipo marginalista. En este tipo de mercados, la oferta de un generador representa la cantidad de energía que está dispuesto a vender a partir de un cierto precio mínimo. Así, las ofertas competitivas de un generador reflejan:

• En cuanto a la cantidad, las restricciones físicas a las que está sujeta su instalación (por ejemplo, la potencia disponible, la potencia mínima a la que ha de operar la central para que la misma sea estable y segura o mínimo técnico, la disponibilidad de combustible o de producible hidráulico, la rapidez con la que pueden incrementar su producción entre una hora y la siguiente, etc.). Es importante destacar que las Reglas del Mercado obligan a las instalaciones de generación a ofertar toda su capacidad disponible a lo largo de toda la secuencia de mercados (que se refleja en la Figura 6‑1).
• En cuanto al precio ofertado, éste refleja el coste de oportunidad que le supone generar electricidad:
• Los costes en los que evitaría incurrir de optar por no producir (p.ej., coste de arranque de la central, coste variable de operación y mantenimiento asociado a la producción, etc.).
• Los ingresos a los que renuncia por el hecho de producir (p.ej., para una central térmica generar supone renunciar a revender a un tercero el combustible y los derechos de emisión de CO₂; para una hidráulica con embalse, utilizar el producible hidráulico “ahora” supone renunciar a utilizar esa misma agua en otro instante futuro en el que el precio esperado del mercado sea mayor), es decir, el coste de oportunidad.

Es importante resaltar que el coste de oportunidad no es lo mismo que el coste variable. Bajo un comportamiento racional y eficiente, las ofertas de los generadores no deben reflejar sus costes variables sino los de oportunidad^[4]. Esto es fácil de entender mediante los siguientes ejemplos:

• Para un generador térmico, el coste del combustible es un coste variable. Si el generador puede revender dicho combustible a un tercero, entonces consumir dicho combustible tiene un coste de oportunidad que deberá incorporar en su oferta al mercado eléctrico para garantizar un uso eficiente del mismo. Este coste de oportunidad no es el precio al que se adquirió el combustible, sino el precio al que puede revenderlo (si existe un mercado para el combustible, el precio del combustible en dicho mercado en el momento en que es consumido para producir electricidad). Por el contrario, si el generador no tiene la posibilidad de revender el combustible a un tercero (p.ej., por cláusulas restrictivas en el contrato de aprovisionamiento), entonces el coste de oportunidad viene determinado por el coste de comprar el combustible que sustituya al utilizado.
• Para un generador hidráulico con embalse, consumir el agua para producir electricidad supone un coste variable bajo (el coste de operación & mantenimiento variable), pero sí tiene un coste de oportunidad que puede ser elevado. Esto es así porque, gracias al embalse, el generador tiene la posibilidad de consumir el agua en otro instante futuro en el que el precio del mercado sea mayor. Luego, aunque el coste variable sea reducido, no lo es su coste de oportunidad (igual al precio esperado del mercado eléctrico en un horizonte de posible utilización del agua), el cual el generador incorporará en su oferta al mercado eléctrico. De esa forma, se garantiza el uso del agua en los momentos en los que es más valiosa para el sistema eléctrico (es decir, cuando se evita el uso de combustibles fósiles).

Por ello, el que los agentes construyan sus ofertas a partir de sus costes de oportunidad es lo que hace que el mercado sea un mecanismo de asignación eficiente (es decir, utilización óptima de los recursos disponibles). Esta asignación eficiente no se lograría si las ofertas reflejaran los costes variables.

Sin embargo, en ocasiones se aducen equivocadamente problemas de competencia debido a la confusión entre los conceptos de coste variable y coste de oportunidad. Efectivamente, para evaluar si la oferta de una central es competitiva, no es correcto compararla con el coste variable estimado para dicha central. Como se ha explicado, la oferta competitiva de un generador será aquella que refleje su coste de oportunidad, ya que es esto lo que hace que el mercado sea un mecanismo de asignación eficiente. Por tanto, evaluar si la oferta de una central es competitiva comparándola con el coste variable estimado de la misma es erróneo.

Es importante destacar que los generadores no incorporan a sus ofertas al mercado diario sus costes fijos (recuperación de la inversión, parte fija de los costes de operación y mantenimiento, etc.). Se trata de costes hundidos sin coste de oportunidad. Esto es así porque, en el momento de realizar la oferta, no existe la posibilidad de evitar incurrir en ellos (son independientes de que se genere o no). Evidentemente, esto no significa que los generadores no deban recuperar sus costes fijos. De hecho, si la expectativa fuera no recuperarlos, entonces nadie invertiría, lo cual tendría un claro efecto negativo sobre la seguridad del suministro (ver Seguridad de suministro).

¿Cómo recuperan las instalaciones de generación los costes fijos? La recuperación de los costes fijos se produce a través de dos vías complementarias:

Margen del mercado: el margen del mercado es la diferencia entre el precio del mercado recibido y los costes variables incurridos (como ya se ha expuesto, diferentes de los costes de oportunidad con los que se construyen las ofertas).

Si los costes fijos se recuperasen únicamente a través de este margen (lo que se conoce como “mercado de sólo energía”), entonces la capacidad de generación disponible sería necesariamente menor que la demanda máxima de potencia en el sistema. Esto implica que en unas pocas horas/año:

• Al no haber suficiente capacidad de generación, no todos los consumidores podrán ser totalmente abastecidos y habrá lo que se denomina “energía no suministrada”.
• El precio del mercado será mucho mayor que la oferta de una central de punta (llegando a alcanzar entre 10.000 y 20.000 €/MWh – ver Contribución del sector eléctrico y gasista a la sociedad), ya que reflejaría el valor que para los consumidores tiene la disponibilidad de suministro eléctrico -que equivale al perjuicio de no ser suministrados en dicho periodo horario- (Tabla 6‑1).

Es posible que para un Regulador no sea aceptable tener un cierto número de horas al año en las que a) no todos los consumidores son abastecidos y b) el precio del mercado es muy elevado. En este caso, y con el objetivo de reducir (o incluso eliminar) el número de horas al año en las que hay déficit de capacidad y precios muy elevados, el Regulador puede optar por introducir pagos por capacidad

Tabla 6‑1. En un “mercado de sólo energía”, ¿cuál es el equilibrio, exceso o déficit de capacidad? Fuente: Elaboración propia.

Pagos por capacidad: los pagos por capacidad son ingresos regulados que reciben todos los generadores y que se determinan a partir del coste fijo de una central de punta. Este pago reduce la parte de coste fijo que las centrales han de recuperar mediante el margen del mercado, lo que hace que:

• El número de horas al año con déficit de capacidad necesarias para recuperar el coste fijo sea menor (relación entre el coste fijo neto del pago por capacidad y el precio de escasez en cada hora).
• La inversión en nueva capacidad de generación será mayor, al haberse reducido el número de horas al año de déficit de capacidad necesaria para recuperar el coste fijo.

Adicionalmente, en algunos mercados existe un tope al precio del mercado impuesto por el Regulador. En el caso del mercado español, dicho tope existe y tiene un valor de 3.000 €/MWh en el mercado diario y de 9.999 €/MWh en el mercado intradiario (no se pueden realizar ofertas por encima de este valor). Dado que al existir este tope el precio podría no llegar a reflejar la escasez, el pago por capacidad ha de elevarse con el objetivo de cubrir la diferencia entre el tope y el precio de escasez. En caso contrario, no será posible recuperar los costes fijos, lo que hará que se detraiga la inversión hasta que en el mercado haya un número de horas de déficit de capacidad (en las que el precio será igual al tope) tal que permita la recuperación de los costes fijos. Evidentemente, esto implica una menor seguridad de suministro (ver Seguridad de suministro).

En el extremo, si el pago por capacidad fuera exactamente igual al coste fijo de la central de punta (es decir, si todo el coste fijo se recuperara con el pago por capacidad), entonces:

• No sería necesaria ninguna hora de déficit de capacidad, ya que el precio del mercado lo fijaría siempre el cruce entre la oferta y la demanda, incluso con valores muy elevados de precios.
• Dado que la recuperación del coste fijo estaría asegurada, habría una fuerte disposición a invertir, resultando eventualmente un significativo exceso de capacidad, siendo incluso necesario que el Regulador impusiera limitaciones al pago por capacidad a la construcción de nueva capacidad de generación una vez superado cierto umbral de potencia. Alternativamente, el Regulador puede organizar subastas de capacidad en las que demanda un cierto nivel de potencia firme esperada y el mercado determina endógenamente el pago (verSeguridad de suministro).

Agregación de ofertas de venta: la curva de oferta. Una vez que los vendedores han presentado sus ofertas al mercado para cada una de las horas del día siguiente, OMIE las agrega y ordena por precio ascendente, resultando así la curva de oferta del mercado para cada hora (Figura 6‑3).

Esta curva refleja los tramos o escalones que corresponden a ofertas de centrales de la misma tecnología. A la vista de ella, es importante resaltar nuevamente que las ofertas de los vendedores reflejan sus costes de oportunidad, y no sus costes totales o variables, de ahí que:

• Las centrales hidráulicas fluyentes o nucleares, pese a sus altos costes fijos, aparecen en la parte baja de la curva al ser su coste de oportunidad muy bajo.
• Las centrales hidráulicas regulables aparecen en la parte alta de la curva, ya que su coste de oportunidad es muy alto (tienen la opción de reservar el agua para producir en un instante futuro en el que el precio del mercado sea alto).

Figura 6‑3. La curva de oferta de electricidad del mercado. Fuente: Elaboración propia.

Por otra parte, las ofertas de los generadores en el mercado diario deben cumplir con los principios de la Ley de Defensa de la Competencia (ver Competencia y poder de mercado). Por ello, tanto la disponibilidad de las unidades de generación como los precios ofertados por ellas están sujetos al escrutinio de las instituciones de supervisión del mercado.

En España, la función de velar para que los sujetos que actúan en los mercados energéticos lleven a cabo su actividad respetando los principios de libre competencia, es ejercida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia[5]. En caso de que la CNMC detecte prácticas restrictivas, ésta tiene potestad para incoar expedientes e imponer sanciones.

La demanda de energía eléctrica en el mercado diario. Los consumidores finales suelen clasificarse en función de la magnitud de su consumo y del fin para el que utilizan la energía. Se suele distinguir entre grandes consumidores industriales (por ejemplo, las grandes industrias – metalúrgica, cerámica, etc. – o el transporte ferroviario), consumidores de tamaño medio en sectores industriales y de servicios y, finalmente, pequeños consumidores conectados a las redes de baja tensión (como los domésticos y los pequeños negocios) (ver El mercado minorista de energía eléctrica).

La demanda de energía eléctrica de los distintos tipos de consumidores depende, en el corto plazo, fundamentalmente de dos factores: (a) si el día es laborable o festivo, y (b) las condiciones climatológicas (relacionadas con la temperatura y la luminosidad).^[6]

La participación de los distintos tipos de consumidor en el mercado depende de la modalidad de suministro a la que estén acogidos (”Suministro de referencia” o “mercado liberalizado” – (ver El suministro de referencia).

• Bajo la modalidad de suministro de referencia (actualmente sólo accesible a potencias contratadas iguales o menores de 10 kW), los consumidores participan indirectamente en el mercado – lo hacen a través del comercializador de referencia que hayan escogido-. Este es el agente encargado de estimar la demanda de sus consumidores y, consecuentemente, realizar en el mercado las ofertas de compra de energía que sean precisas para atender su suministro.
• La mayoría de los consumidores en el mercado liberalizado participan indirectamente en el mercado – lo hacen a través de su comercializador. Éste ofrece unos precios (fijos o semifijos) adaptados a las preferencias de cada consumidor.

Al igual que en el caso de la curva de oferta, la curva de demanda también tiene tramos en los que indirectamente se agrupan determinados tipos de consumidores, como muestra la Figura 6‑4.

• Los comercializadores suelen ofertar al máximo precio permitido (3.000 €/MWh). La razón de este proceder es garantizar que los consumidores tendrán la energía que demandan (es decir, asegurar que serán abastecidos). Evidentemente, esto no significa que pagarán dicho precio, pagarán el que resulte de la casación en el mercado.
• Una parte limitada de los consumidores sólo están dispuestos a tomar energía si su precio es menor o igual a un cierto valor (el cual reflejan en sus ofertas al mercado). Son estos consumidores los que tienen la posibilidad de adaptar su consumo a los precios del mercado (p.ej., algunos consumidores industriales o generadores hidráulicos de bombeo consumen electricidad preferentemente en los períodos de precios bajos). En la curva de demanda del mercado, estos consumidores (directamente o a través de su comercializador) representan la parte de la curva con una cierta pendiente.

¿Cómo se determina el precio del mercado diario? Casación. El precio del mercado para la hora h del día D se determina por la intersección de la curva de oferta y demanda de electricidad del mercado para esa hora. Este precio determina las ofertas de compra y de venta que resultan casadas (es decir, la energía que se intercambiará finalmente al precio del mercado). En cada hora, todas las ofertas de venta (compra) que resulten casadas reciben (pagan) el precio del mercado.

En el caso del MIBEL, tienen obligación de presentar ofertas de venta todas la unidades de producción por la potencia que no se haya comprometido a través de contratación bilateral física a plazo.

La Figura 6‑5 muestra un ejemplo de las casaciones de oferta y demanda que lleva a cabo diariamente el OMIE para cada hora del día siguiente.

Figura 6‑5. Ejemplo de determinación del precio en el mercado diario. Fuente: OMIE.

En julio de 2007, el mercado que gestiona OMIE amplió su ámbito geográfico a todo el mercado ibérico (España y Portugal, peninsulares). Esto significa que en el mismo mercado diario (e intradiarios) participan las unidades de producción y de consumo tanto portuguesas como españolas. En mayo de 2013, el mercado ibérico se acopló al resto de mercados europeos continentales.

El método de casación descrito anteriormente da lugar a un único precio cuando no se saturan las interconexiones internacionales entre los nodos que están acoplados. La casación determina asimismo los flujos de energía entre nodos.

En el caso de saturación de la interconexión en cualquiera de los sentidos, se ejecuta la “separación de mercados” (o “market-splitting”), que consiste básicamente en hacer dos casaciones separadas, una por cada nodo, teniendo en cuenta la cantidad máxima de energía que puede intercambiarse entre ambos sistemas y dando lugar a un precio distinto para cada uno de los dos nodos. Estas limitaciones han ido disminuyendo en los últimos años fruto del esfuerzo inversor en las conexiones internacionales con el objetivo de crear un mercado único de la energía en Europa, y de la progresiva homogeneización de los parques de generación. Actualmente el acoplamiento del precio entre los mercados español y portugués es casi total como puede verse en la Tabla 6‑2.

Tabla 6‑2. Diferencia de precios media anual entre España y Portugal. Fuente: OMIE y elaboración propia.

En cuanto a Francia, los diferenciales de precio medios anuales son algo superiores a los que se obtienen con Portugal, y se muestran en la Tabla 6-3.

Tabla 6‑3. Diferencia de precios media anual entre España y Francia. Fuente: OMIE y elaboración propia.

La reforma del mercado eléctrico en la Unión Europea

El aumento y la volatilidad en los precios de la electricidad en todos los mercados europeos, incluido el MIBEL, tras el inicio de la ofensiva rusa en Ucrania, ha llevado a los distintos reguladores de los Estados miembros a desarrollar propuestas para mitigar sus impactos sobre los consumidores.

En 2022, éstas fueron fundamentalmente medidas de corto plazo para paliar una situación de altos precios de la electricidad que se esperaba temporal. En este contexto se engloban:

1. la Comunicación de la Comisión de marzo 2022 (COMUNICACIÓN DE LA COMISIÓN AL PARLAMENTO EUROPEO, AL CONSEJO EUROPEO, AL CONSEJO, AL COMITÉ ECONÓMICO Y SOCIAL EUROPEO Y AL COMITÉ DE LAS REGIONES, Seguridad del suministro y precios de la energía asequibles: opciones para adoptar medidas inmediatas y prepararse para el próximo invierno – COM (2022) 138 final), que valora las ventajas e inconvenientes de diferentes posibles medidas de intervención, y
2. la respuesta del Consejo de Reguladores de Energía Europeos (ACER) de abril de ese mismo año (ACER’s Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design – Abril 2022). En particular, ACER propone 13 medidas, entre las que destacan:

• Avanzar en la integración de los mercados europeos
• Fomentar los mercados a plazo
• Mantener el mercado marginalista, incentivando la generación y demanda flexibles
• Fomentar los PPA renovables
• Integrar los mercados a plazo
• Proteger a los consumidores vulnerables
• Mejorar la eficiencia de los sistemas de apoyo a la generación renovable

1. De forma transitoria, la Comisión Europea autorizó la aplicación de medidas de minoración de ingresos a determinadas instalaciones de generación no emisoras de gases de efecto invernadero y la denominada “excepción ibérica”, que subvenciona el consumo de gas natural y carbón para uso eléctrico y deprime artificialmente el precio de la electricidad. Asimismo, autorizó la aplicación de impuestos a los beneficios extraordinarios a las empresas suministradoras de gas natural y petróleo. En España, la medida se extendió también a las empresas eléctricas y, en lugar de establecerse la base imponible en los beneficios se estableció en los ingresos de las empresas.

Sin embargo, las propuestas en el año 2023 se centran en reformas estructurales del mercado, visto que la situación se prolonga en el tiempo y que las medidas de urgencia incrementan el riesgo regulatorio, poniendo en riesgo las inversiones necesarias para alcanzar la descarbonización.

Así, en enero de 2023 la Comisión Europea sacó a consulta un documento sobre propuesta de reforma del mercado, que estuvo abierto a comentarios hasta el 13 de febrero. En este documento se habla de la necesidad de adoptar medidas permanentes para proteger a los consumidores en épocas de altos precios de la electricidad debidos a subidas en los precios de los combustibles (sobre todo del gas), para evitar así las intervenciones regulatorias improvisadas y descoordinadas que se han sucedido entre los Estados miembros durante la Crisis de Ucrania.

De las respuestas a este documento, la Comisión publicó una propuesta el 14 de marzo de 2023, que ahora debe ser aprobada por Consejo y Parlamento.

Contenido de la propuesta de reforma de la Comisión:

• Se mantiene el mercado marginalista de electricidad.
• Se busca incentivar el desarrollo de mercados a plazo. Para ello, se regularán los contratos a plazo y precio fijo firmados entre nuevas instalaciones de generación y el propio Regulador. Los contratos se liquidarán por diferencias respecto del precio del mercado al contado; y, de ahí, que se les conozca por el acrónimo en inglés de Contracts for Differences, CfD. Asimismo, se regularán mecanismos de apoyo público para asegurar el riesgo de contraparte con el objetivo de promover contratos bilaterales a plazo entre generadores y comercializadores o directamente entre generadores y consumidores finales (contratos denominados PPA por ser el acrónimo en inglés de Power Purchase Agreements).
• Flexibilización de los mecanismos de capacidad, e introducción de nuevos esquemas de apoyo por el lado de la demanda y del almacenamiento.
• Mayor protección de los consumidores, con exigencia de una mayor transparencia y disponibilidad de opciones de contratos de suministro.
• Posibilidad de que la Comisión Europea establezca periodos de excepcionalidad por elevados precios (tanto a nivel regional como a nivel de toda la UE), en los que sea posible fijar precios máximos para el suministro a determinados consumidores sin distorsionar la competencia entre comercializadores.

La propuesta forma parte de una reforma más amplia de la configuración del mercado de la electricidad de la UE que también incluye un Reglamento centrado en mejorar la protección de la Unión contra la manipulación del mercado mediante la mejora del seguimiento y la transparencia (RITME).

En octubre 2023 el Consejo alcanzó un primer acuerdo, con lo que se han iniciado las conversaciones con el Parlamento, y se espera que la propuesta se apruebe en 2024.

[1] Ver https://www.omie.es/es/normativa-de-mercado.

[2] Desde 2007, el mercado diario español se integró formalmente en la estructura del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL) en virtud de los acuerdos entre los gobiernos español y portugués para el desarrollo progresivo de un mercado único de electricidad.  En mayo de 2013, el MIBEL se acopló al resto de mercados europeos, de manera que las casaciones tienen lugar a través de un mismo algoritmo denominado EUPHEMIA.

[3] El hecho de que la energía eléctrica no sea almacenable hace que en realidad el producto sea “energía en un instante concreto”. Sin embargo, con esta definición “exacta” resultarían infinitos productos, lo cual en la práctica no es posible. Así, es necesario un compromiso entre “lo exacto” y “lo realista”.  En el caso español, este compromiso se concreta en establecer la hora como unidad temporal mínima de intercambio, con lo que el número de productos se limita a 24 (cada una de las horas del día).

[4] En un mercado “pay as bid” los generadores también ofertan su coste de oportunidad, aunque éste es ligeramente diferente.  Efectivamente, el coste de oportunidad en un mercado “pay as bid” es igual al máximo entre a) el precio esperado del mercado eléctrico, y b) la oferta que la misma central haría en un mercado marginalista (suma de los costes que se evitarían de no producir y de los ingresos a los que renuncia por producir). Esto es debido a que no tendría sentido vender su producción a un precio menor al de mercado. Así, el precio de mercado esperado es el mismo en un mercado marginalista que en un “pay as bid”, pues funcionan las mismas centrales, con los mismos costes de operación, etc.  Por ello, aunque las ofertas de las centrales sean diferentes, el precio que recibe y la cantidad que produce cada central es el mismo en un mercado marginalista que en un mercado “pay as bid”.

[5] ver Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

[6] A medio plazo, aparecen otros factores determinantes de la demanda eléctrica, como los cambios en los equipamientos de los consumidores o la coyuntura económica nacional.