¿Cómo funciona el mercado eléctrico en España?

¿Cómo opera el mercado eléctrico español?

El mercado eléctrico español es un sistema complejo que coordina la generación, distribución y comercialización de la electricidad, asegurando que llegue a hogares y empresas. Entender su funcionamiento resulta fundamental para los consumidores, ya que impacta directamente en el precio de la luz y en las alternativas disponibles para contratar servicios que se ajusten a sus necesidades.

Comúnmente, se vincula directamente el mercado eléctrico con el mercado diario, donde ocurre la transacción de compra y venta de energía. No obstante, este es solo uno de varios mercados donde se comercializa la electricidad y no necesariamente el más crucial.

¿Cómo se estructuran los mercados de energía eléctrica?

El ciclo de la electricidad es bastante sencillo. Se genera en diversas instalaciones de producción (térmicas, eólicas, hidroeléctricas, solares, etc.) operadas por distintas empresas. Luego, se distribuye a través de redes de transporte y distribución, propiedad de empresas reguladas. Por último, se suministra a los consumidores finales mediante las comercializadoras energéticas.

En lo que respecta a la negociación de electricidad, se realiza a través de varios mercados con diferentes horizontes temporales:

• A largo plazo (meses, incluso años), se establecen mercados a futuro. Es común que las empresas industriales aseguren el suministro de energía que planean utilizar durante un año fiscal para fijar un precio que les permita planificar sus operaciones con antelación.
• En contraste, los hogares pequeños también establecen contratos, generalmente de un año, que se renuevan automáticamente y pueden ser indefinidos.

¿Cómo se organiza la subasta de energía en el Mercado Diario?

El mercado diario organiza una subasta para la entrega de electricidad en las 24 horas siguientes. Esta subasta utiliza un sistema de "precio único", donde todos los participantes pagan el mismo precio por cada hora.

Una opción diferente son las subastas "pago según oferta", donde cada participante paga o recibe dinero según su oferta. Sin embargo, esto puede llevar a asignaciones ineficientes si las predicciones de los participantes no son precisas.

Además, están los mercados intradiarios y los mercados de balance, administrados por el operador del sistema. Su tarea es mantener un equilibrio constante entre la generación y la demanda de electricidad.

Gestión del riesgo en los mercados energéticos

Los distintos participantes exhiben diversos grados de aversión al riesgo y, en consecuencia, realizan adquisiciones con distintos plazos. Por ejemplo, algunas compañías suscriben acuerdos de suministro a tarifa fija desde enero hasta diciembre para asegurar el precio de uno de sus principales elementos.Por otro lado, algunos productores comercializan una parte o la totalidad de su producción a plazo.

La generación expuesta al precio del mercado diario se divide en dos grupos principales:

• La mayor parte de la generación térmica y geotérmica y una porción de la hidroeléctrica, que obtienen sus ingresos del mercado diario e intradiario.
• La generación renovable, que recibe pagos por la energía vendida en el mercado diario y un pago adicional regulado que se actualiza cada tres años.

Esto significa que, si el precio del mercado diario es alto, la generación renovable recibe un pago elevado que se compensará en años venideros con un pago regulado menor.

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¿Qué generaciones de energía no están sujetas al precio del pool eléctrico?

En España, las generaciones de energía que no están sujetas directamente al precio del pool eléctrico son principalmente aquellas que tienen un coste fijo o regulado, o que producen energía de manera diferida respecto al mercado mayorista. Entre ellas destacan:

• Energías renovables con primas o incentivos: Eólica, solar fotovoltaica e hidráulica que participan en sistemas de retribución específica (como el antiguo régimen de primas) no dependen totalmente del pool para sus ingresos.
• Centrales nucleares: Aunque venden parte de su electricidad en el pool, gran parte de su operación se planifica con contratos a largo plazo y costes marginales bajos, por lo que su rentabilidad no depende totalmente del precio diario del pool.
• Cogeneración con tarifa regulada: Plantas de cogeneración que reciben compensaciones específicas por eficiencia energética pueden tener ingresos parciales fuera del mercado spot.
• Contratos bilaterales o PPA (Power Purchase Agreements): Grandes consumidores o empresas pueden comprar energía directamente a productores a precio fijo pactado, evitando la volatilidad del pool.

En resumen, las energías con costes regulados, primas, contratos a largo plazo o mecanismos de eficiencia energética están parcialmente protegidas del precio diario del pool eléctrico, mientras que la generación convencional de gas o carbón depende totalmente de él.

Demanda de energía: mercado libre y regulado

La mayor parte de la demanda eléctrica en España se contrata en el mercado libre, con precios pactados entre comercializadoras y consumidores, representando aproximadamente el 77 % del total. El resto, alrededor del 23 %, corresponde a clientes acogidos a la tarifa PVPC regulada de la luz, cuyo precio depende en parte del mercado diario.

Aunque este 23 % pueda parecer reducido, incluye cerca de 10 millones de hogares, lo que le otorga un peso social importante. Además, estos consumidores son los que pueden beneficiarse del bono social eléctrico.

Cabe destacar que, desde 2025, la tarifa PVPC ha comenzado a desvincularse parcialmente del precio del mercado mayorista, calculándose un 40 % del precio con referencia a precios futuros, y se prevé que esta proporción aumente al 55 % en 2026. Esta medida busca reducir la volatilidad y ofrecer mayor estabilidad a los consumidores.

Por otro lado, en el mercado regulado, menos de la mitad de la demanda corresponde a hogares, mientras que el resto proviene de clientes industriales que también prefieren el mercado mayorista.

¿Hay diferencias de producción y demanda de energía por regiones autónomas?

En cuanto a la producción y demanda de energía por regiones autónomas, se nota un desequilibrio significativo. Castilla y León lidera la producción con 20,744 GWh, seguida de cerca por Andalucía, Castilla-La Mancha, Aragón y Galicia.

Por otro lado, Cantabria, la Comunidad de Madrid y las Islas Baleares generan menos de 500 GWh cada una. Por lo que se destaca la necesidad de que más regiones impulsen el desarrollo de infraestructuras energéticas para cumplir con los objetivos de la UE para 2030 y 2050.

Preguntas frecuentes sobre el mercado eléctrico en España

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