¿En que consiste el llamado “pool” del mercado eléctrico?

El pool o mercado eléctrico de España es el encargado de gestionar la oferta y demanda de energía desde la liberalización del sector en 1997.

La actividad está separada entre la generación y la comercialización de electricidad, y está gestionada por la entidad OMEL (Operador del Mercado de la Electricidad), dentro del MIBEL (Mercado Ibérico de la Electricidad). Este mercado se denomina “pool”, que es donde los generadores y distribuidores lanzan sus ofertas, y el operador encargado del transporte y suministro de energía es Red Eléctrica Española (REE).Este mercado opera mediante sesiones diarias e intradiarias del siguiente modo:

–          Mercado Diario: Los operadores ofertan la energía que van a producir al día siguiente. Las energías que entran en este mercado están reguladas en el siguiente orden:

  • En primer lugar entran la energía nuclear, ofertándose a coste cero para otorgarla prioridad. Esto es debido a que son centrales que están produciendo electricidad continuamente, y su parada y manipulación del combustible sería muy costoso y pondría en riesgo la seguridad del mismo.
  • Después entran las energías renovables por normativa legal, teniendo asegurado un precio regulado o prima. Estas fuentes de energía ofertan a coste cero, abaratando de este modo el coste de la electricidad en la subasta.
  • A las anteriores fuentes de energía les siguen, en función de la demanda, el gas y el carbón.

Se ha establecido que la última fuente de energía en cubrir la demanda proyectada marca el precio marginal de la energía para ese tramo, por lo que todos los demás generadores que hayan casado sus ofertas de venta son retribuidos a ese precio.

–          Mercado Intradiario: Mercado cuyo objetivo es corregir los desequilibrios entre la generación y los consumos previstos, ya que recordemos que la energía eléctrica no se puede almacenar y la producción tiene que coincidir con el consumo. Este mercado divide el día en seis tramos de cuatro horas, donde los participantes pueden lanzar ofertas de venta y de compra, y en cada una de ellas se produce una nueva casación. Tras cada una de éstas, se estudia nuevamente las restricciones técnicas del sistema, hasta alcanzar un nuevo programa, que es el programa horario final.

Además de los mercados expuestos anteriormente existen unas subastas trimestrales (CESUR), a las que acuden las empresas para adquirir la energía a plazo que van a suministrar a sus clientes. Y un mercado de futuros y derivados cuyo objetivo es especular con la energía, ya que las compañías que acceden a estos mercados no tienen capacidad ni intención de proveer al cliente final de electricidad. Estas empresas que acceden a las subastas de futuros y derivados son entidades financieras como Goldman Sach, el Banco Santander, etc….

electricidad

PROBLEMAS E INEFICIENCIAS DEL POOL ELÉCTRICO

–          El establecimiento de la retribución de energía según el coste marginal de la última casación hace que las energías con un coste variable bajo, como las renovables o la nuclear, se estén retribuyendo con unos márgenes muy por encima de los que conseguirían en una situación de oferta y demanda tradicional, encareciendo este tipo de energías y lucrando a las compañías propietarias de las Centrales Nucleares, ya que no olvidemos que son infraestructuras sobradamente amortizadas.

–          El mercado opera en una situación de oligopolio muy acentuado, repartiéndose entre cinco grandes eléctricas el 80% de le generación y el 90% de la comercialización de energía:

  • Iberdrola.
  • Gas Natural – Fenosa.
  • Endesa.
  • EDP – Energías de Portugal.
  • E.ON.

Lo que limita la libre competencia del mismo e impide la entrada de nuevos competidores como pequeñas compañías fotovoltaicas o generadores de electricidad extranjeros.

–          Es preciso revisar las fuentes de energía subvencionadas disminuyendo el importe de las mismas y contabilizando estas primas como costes de generación, facilitando la entrada de estas  en el mercado al coste que corresponda por oferta y demanda.

–          Existe una sobrecapacidad en el mercado de generación debido al gran número de centrales de ciclo combinado (69), que en el primer trimestre de 2013 han operado al 10% de su capacidad, lo que hace que no se cubran ni siquiera los costes fijos de estas instalaciones. Desde las empresas propietarias de estas centrales se ha trasladando al gobierno la posibilidad de hibernar algunas para asegurar la futura viabilidad de estas instalaciones y reducir de este modo los pagos por capacidad que reciben.

¿La reforma del mercado eléctrico que se está redactando actualmente aportará la solución a estas desviaciones?, quizás…. pero no lo creo. Lo más seguro es que esta no sirva al interés general, sino a los intereses de las compañías que forman Unesa con la intención de no perder sus inversiones en los numerosos Ciclos Combinados construídos en los últimos años, lo que irá en detrimento de las renovables. Y mientras la factura de la luz no dejará de subir intentando absorver los 28.000 millones (cerca del 3% del PIB anual) de déficit de tarifa que adeudamos.

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Acerca de Álvaro Sánchez

Consultor IT
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