El mercado eléctrico no es único, sino un sistema complejo de mercados interrelacionados donde la volatilidad de precios y los mecanismos de protección se combinan con una carga fiscal elevada.
The post ¿Cómo funciona el mercado eléctrico en España? first appeared on Hércules. Desde su origen y con especial intensidad durante la actual crisis energética, los mercados de electricidad han centrado numerosos debates. Habitualmente se identifica el mercado eléctrico con el mercado diario de compraventa de energía, pero este constituye apenas una parte de un entramado mucho más amplio y complejo.
Aquí surge la primera idea clave: no existe “un único mercado eléctrico”, sino una red de mercados interconectados que permiten transferir los costes de inversión y materias primas a los consumidores de forma eficiente. Son mecanismos que, pese a su criticada imagen, funcionan correctamente salvo en situaciones excepcionales como la crisis del gas internacional, que tensiona los precios.
Comprender este sistema requiere analizar toda la cadena de la electricidad: desde su generación en plantas térmicas, hidráulicas, solares o eólicas; su transporte y distribución mediante redes reguladas; hasta su comercialización final. La electricidad transita así por diversas fases y mercados que permiten su compra y venta en diferentes plazos.
Existen mercados a largo plazo donde industrias cierran precios para sus operaciones futuras, garantizando estabilidad. Paralelamente, los consumidores domésticos suscriben contratos de duración indefinida, renovables anualmente. El mercado diario, en cambio, realiza subastas cada 24 horas, fijando precios únicos por hora en función de la oferta y demanda prevista.
Una alternativa sería el sistema ‘pay as bid’, donde cada actor cobra según su oferta, pero este método introduce riesgos de eficiencia. Además, operan mercados intradiarios y de ajuste, que equilibran en tiempo real la generación y el consumo, cumpliendo los requisitos físicos de la red eléctrica.
Cada actor recibe pagos derivados de los precios en estos distintos mercados, y aunque vinculados entre sí, no coinciden exactamente. Un cliente con contrato anual, por ejemplo, se mantiene ajeno a las fluctuaciones diarias, mientras que quienes operan en el mercado spot asumen esa volatilidad.
Este sistema muestra cómo, en situaciones de alteraciones importantes como las actuales, centrarse únicamente en el precio del mercado diario puede llevar a conclusiones erróneas sobre el conjunto del mercado. Cada empresa o consumidor gestiona sus riesgos de modo distinto, firmando contratos a diferentes plazos para cubrirse frente a las variaciones.
La oferta expuesta al mercado diario se divide en dos grandes bloques: las centrales de gas, carbón e hidroeléctricas (que venden en el mercado diario e intradiario) y las instalaciones renovables acogidas al régimen RECORE, que reciben ingresos tanto del mercado como de subvenciones estatales revisadas periódicamente.
Este sistema provoca que, con precios altos, las renovables RECORE cobren de más, compensándose en revisiones futuras. Además, muchas plantas renovables, nucleares o de gas, operan con contratos de venta a plazo, fuera del precio spot.
Respecto a la demanda, cerca del 77% de la energía se contrata a precio fijo en el mercado libre, mientras el 23% restante depende del precio diario. De esta fracción, cerca de la mitad corresponde a consumidores domésticos bajo la tarifa PVPC, afectando así a unos 10 millones de hogares.
El resto de esta demanda diaria son grandes consumidores industriales que voluntariamente se abastecen en el pool. La electricidad contratada a plazo supera ampliamente a la vendida, una asimetría causada por el volumen de renovables subvencionadas, que puede compensarse mediante instrumentos financieros o dejar posiciones abiertas en el mercado.
Las grandes compañías energéticas como Endesa utilizan su integración vertical para reducir riesgos: asignan a sus clientes la producción propia (nuclear, hidráulica, renovable) y cubren el déficit mediante compras a largo y corto plazo. Así, pueden ofrecer precios estables, aunque las subidas bruscas de precios les resulten perjudiciales.
En el caso de Endesa, su estrategia consiste en casar generación esperada con contratos firmados, completando con adquisiciones de mercado a plazo o diario. Como vende más de lo que produce, necesita comprar cantidades relevantes de energía, viéndose afectada directamente por la volatilidad de precios.
En España, la electricidad soporta una carga impositiva notable. Además del IVA —habitualmente del 21%, reducido temporalmente al 10%— y del Impuesto Especial sobre la Electricidad —normalmente del 5,11%, hoy al 0,5%—, existen tributos indirectos que encarecen la generación, como el Impuesto sobre la Producción Eléctrica, el canon hidráulico y el impuesto nuclear.
Aunque las reducciones fiscales aplicadas en tiempos de crisis alivian algo los costes, no compensan totalmente el encarecimiento de la electricidad. Esto resalta la necesidad urgente de repensar el sistema fiscal energético hacia uno más justo, predecible y eficaz, adaptado a los nuevos desafíos del sector.
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