Mercados eléctricos: cómo se forma realmente el precio
La electricidad es inusual entre las mercancías: no puede almacenarse a gran escala, la oferta debe igualar a la demanda en segundos, y la red física hace imposible dirigir un electrón concreto a un comprador concreto. El diseño de mercado que surgió de esas restricciones es elegante, muy malinterpretado y está hoy bajo más presión política que en ningún momento desde la liberalización.
El orden de mérito
Cada hora los generadores comunican al operador del mercado por cuánto producirían. El operador apila esas ofertas de la más barata a la más cara y sube por la pila hasta que el total iguala la demanda prevista. La central cuya oferta se necesita en último lugar fija el precio de casación, y todas las despachadas lo cobran, incluidas las que ofertaron mucho menos.
A primera vista parece injusto y es deliberado. Pagar a cada generador su propia oferta convertiría la puja en un juego de adivinanzas sobre lo que harán los demás, y los generadores inflarían ofertas para capturar margen. Pagar a todos el precio marginal hace que la estrategia honesta sea la óptima: oferta tu coste marginal real y serás despachado siempre que sea eficiente que funciones. El diseño produce el despacho más barato posible del parque existente, que es para lo que se construyó.
Lo que una central oferta es su coste marginal: el coste de producir un megavatio-hora más, no su coste total. Para un parque eólico o una planta solar eso es esencialmente cero, porque el combustible es gratis y el capital se gastó hace años. Para una central de gas es la factura de combustible más el coste del carbono. Para una nuclear es bajo, pero la planta prefiere no ciclar, así que a menudo oferta muy bajo para seguir funcionando.
La consecuencia es un orden que apenas cambia: renovables y nuclear abajo, carbón y gas encima, y la central de punta más cara arriba. La demanda determina hasta dónde sube el mercado por la pila en una hora dada y, por tanto, lo que cobran todos.
Por qué el viento barato no abarata la factura
Es el malentendido más extendido de la política energética y se sigue directamente del mecanismo. Añadir eólica y solar expulsa centrales caras de la pila, así que la central marginal de una tarde ventosa puede ser más barata de lo que habría sido. Ese es el efecto de orden de mérito, y reduce genuinamente los precios mayoristas medios.
Pero en una tarde de invierno sin viento el aporte eólico es escaso, la demanda es alta y la central marginal es de gas. El gas fija entonces el precio para todos, incluidas toda la nuclear y las renovables despachadas por debajo. Construir más eólica no cambia lo que ocurre en esa hora si el viento no sopla.
En 2022 esto se hizo visible para todo el mundo. Los precios del gas se multiplicaron por diez, el gas fijó el precio en la mayoría de las horas en toda Europa, y los precios eléctricos siguieron al gas incluso en países donde la mayor parte de la electricidad venía de otras fuentes. Nada estaba roto; el mercado hizo exactamente aquello para lo que fue diseñado, que es trasladar el coste marginal. Si ese es el diseño adecuado cuando el combustible marginal es un instrumento geopolítico es otra cuestión, y varios países se la plantean desde entonces.
Las propuestas de reforma se dividen en dos familias. Una desacopla los precios minoristas de la fijación marginal mediante contratos de largo plazo, de modo que el consumidor pague una mezcla de lo que el parque costó realmente y no lo que cobró la última central. La otra mantiene la fijación marginal y grava el beneficio extraordinario de las inframarginales. Ambas se han ensayado en parte desde 2022, y ninguna cambia la física del despacho.
Precios negativos y lo que revelan
Un precio por debajo de cero significa que un generador paga por seguir produciendo. Suena absurdo y es informativo: ocurre cuando hay más generación que no puede detenerse con facilidad que demanda para absorberla.
Varias cosas no pueden detenerse fácilmente. Una central nuclear pierde dinero y fatiga equipos si cicla. Una planta de cogeneración que abastece una red de calor debe seguir produciendo calor, y la electricidad viene con él. Un parque eólico bajo ciertos esquemas de apoyo cobra por megavatio-hora generado y pagará hasta esa cantidad antes que verter. Añádase un domingo soleado y ventoso de primavera con poca demanda industrial y la pila desborda.
Los precios negativos han pasado de curiosidad a rasgo habitual. Alemania, los Países Bajos, España y California registran ya cientos de horas al año con precios negativos, y la cuenta sube con la penetración solar. Son una señal de que el sistema tiene más energía de la que puede usar en ese momento, justo la señal a la que responden el almacenamiento, la demanda flexible y el transporte.
Apuntan además al problema de la deflación de valor. Como la producción solar alcanza su punta a la vez en toda una región, cada parque solar adicional llega en un momento en que el precio ya está deprimido por todos los demás. El valor marginal de la solar cae al subir su cuota, algo invisible en una comparación de coste nivelado y central para lo que una red pagará realmente.
Pagar por capacidad en lugar de por energía
Un mercado solo de energía paga megavatios-hora. Funciona mientras la mayoría de las centrales funcionan la mayor parte del tiempo. Se rompe cuando una planta hace falta cien horas al año para evitar un apagón, porque los ingresos de cien horas no cubren el coste de existir durante ocho mil setecientas sesenta.
La respuesta de mercado es el precio por escasez: cuando la oferta se estrecha, los precios se disparan a miles de euros por megavatio-hora y una central de punta gana su año en pocos días. Funciona en teoría y resulta políticamente intolerable en la práctica, así que la mayoría de los mercados topan los precios, y el tope elimina justo el ingreso que la central de punta necesitaba. Ese es el problema del dinero que falta, debatido desde el inicio de la liberalización.
Los mercados de capacidad son la respuesta habitual. Los generadores cobran una retribución por estar disponibles en un momento definido, funcionen o no, y el operador compra capacidad suficiente para cumplir un estándar de fiabilidad. La demanda interrumpible, el almacenamiento y la respuesta de la demanda compiten en las mismas subastas, y así un centro comercial que acepta reducir carga se convierte en sustituto de una turbina de gas.
El argumento en contra es que los pagos por capacidad subvencionan centrales que de otro modo saldrían del sistema, incluidas fósiles, y que un mercado de escasez que funcionara bien no los necesitaría. El argumento a favor es que ningún país ha estado dispuesto a dejar que un mercado de escasez llegue hasta el final durante una carestía real. Ese desacuerdo sigue sin resolverse y es una de las cuestiones vivas del diseño de mercados eléctricos.
Preguntas frecuentes
¿Qué es el orden de mérito?
La ordenación de los generadores del menor al mayor coste marginal. El operador despacha subiendo por esa pila hasta que la oferta cubre la demanda, y la oferta de la última central necesaria fija el precio que cobran todas las despachadas. Las renovables están abajo porque su combustible es gratis.
¿Por qué cobran todos los generadores el mismo precio?
Porque pagar a cada uno su propia oferta convertiría la puja en un juego de adivinanzas y fomentaría ofertas infladas. Un precio único de casación hace que ofertar el coste marginal real sea la estrategia óptima, y eso produce el despacho más barato posible del parque existente. El diseño es intencionado, no un descuido.
Si el viento es casi gratis, ¿por qué son altas las facturas?
Porque el precio lo fija la última central necesaria, no la media. En una tarde de invierno sin viento esa central suele ser de gas, y el gas fija entonces el precio para todos, incluidas las renovables despachadas por debajo. Más eólica baja los precios medios pero no cambia las horas en que no sopla el viento.
¿Cómo pueden ser negativos los precios eléctricos?
Cuando funciona más generación difícil de detener que demanda existente. Centrales nucleares, plantas de calor urbano y algunos parques eólicos con apoyo siguen produciendo en lugar de parar, así que en un domingo soleado y ventoso la oferta supera a la demanda y los precios bajan de cero. Ya son un rasgo habitual en sistemas con muchas renovables.
¿Para qué sirve un mercado de capacidad?
Para pagar a las centrales por estar disponibles y no por generar. Una planta necesaria cien horas al año no puede cubrir costes con cien horas de ingresos, y los topes de precio eliminan el precio por escasez que lo habría pagado. Las subastas de capacidad compran disponibilidad, y el almacenamiento y la respuesta de demanda compiten en ellas junto a los generadores.
