miniaturadeimagen|300px|Ejemplo de una curva diaria de consumo de electricidad en Alemania. La demanda varía a lo largo del día y el sistema debe mantener de manera continua el equilibrio entre producción y consumo.
El mercado eléctrico es el conjunto de mecanismos económicos, técnicos e institucionales utilizados para contratar energía eléctrica, potencia disponible y determinados servicios necesarios para operar una red eléctrica. Puede incluir mercados organizados, contratos bilaterales, contratos a plazo y mercados de servicios de balance u otros servicios auxiliares. Su estructura concreta varía entre países y sistemas eléctricos.
La electricidad presenta características que condicionan el diseño de estos mercados. La producción y el consumo deben mantenerse equilibrados en cada momento, la capacidad de la red de transporte es limitada y los flujos físicos siguen las leyes de la red eléctrica, no necesariamente los contratos comerciales. El almacenamiento de energía permite desplazar energía en el tiempo, pero no elimina la necesidad de equilibrar el sistema ni de respetar los límites de transporte. Por estas razones, además del mercado de energía suelen existir mecanismos específicos para el balance, las reservas, la gestión de las congestiones, la suficiencia de capacidad y otros servicios de operación.
No existe un único modelo de mercado eléctrico. Algunos sistemas utilizan mercados de ofertas en los que los participantes declaran precios y cantidades, mientras que en otros el despacho se basa en costes auditados o regulados. Del mismo modo, la formación espacial del precio puede ser nodal, con un precio distinto en numerosos puntos de la red, o zonal, con un precio común dentro de áreas geográficas amplias. También existen sistemas en los que una parte importante de las transacciones se realiza mediante contratos bilaterales fuera de una bolsa organizada.
Magnitudes y unidades La potencia eléctrica representa la tasa a la que se produce, transporta o consume energía y se mide en vatios (W), habitualmente en megavatios (MW) o gigavatios (GW) en los sistemas eléctricos. La capacidad de una central o de una interconexión se expresa normalmente en unidades de potencia.
La energía eléctrica es la potencia integrada a lo largo del tiempo. En los mercados eléctricos se expresa normalmente en megavatios-hora (MWh) o gigavatios-hora (GWh). Una instalación que entregue una potencia constante de 100 MW durante dos horas produce 200 MWh. Conviene distinguir el megavatio-hora (MWh), unidad de energía, del MW/h, que expresa una variación de potencia por unidad de tiempo y no una cantidad de energía.
Participantes e instituciones Según la jurisdicción, en los mercados eléctricos pueden participar productores, comercializadores, grandes consumidores, agregadores, instalaciones de almacenamiento y recursos de respuesta de la demanda. La operación económica y física puede estar repartida entre varias instituciones:
el operador del mercado administra una o varias plataformas de contratación y realiza la casación de las ofertas; el operador del sistema o gestor de la red de transporte mantiene la seguridad de la red, comprueba la viabilidad física de los programas y gestiona el balance en tiempo real; las autoridades reguladoras establecen o supervisan las reglas, el acceso a las redes y la competencia; las cámaras de compensación y otras entidades financieras pueden intervenir en los mercados a plazo y de derivados.
La separación exacta de estas funciones no es idéntica en todos los países. En Estados Unidos, por ejemplo, varios operadores regionales de transporte (RTO) y operadores independientes del sistema (ISO) combinan la operación de la red de transporte con la administración de mercados mayoristas organizados, mientras que otras regiones continúan apoyándose en mayor medida en empresas integradas y contratación bilateral.
Tipos de mercados eléctricos
Mercados de energía Los mercados de energía determinan la compraventa de MWh para su entrega en un periodo concreto. Pueden organizarse en diferentes horizontes temporales.
Contratación a plazo La contratación a plazo permite acordar con antelación el precio u otras condiciones de la energía. Incluye contratos bilaterales físicos, futuros, contratos forward, opciones, permutas financieras y acuerdos de compra de energía o power purchase agreements (PPA). Estos instrumentos pueden emplearse para asegurar el suministro, financiar inversiones o reducir la exposición a la volatilidad del mercado de corto plazo.
Los contratos a plazo no determinan necesariamente el despacho físico de las centrales. En un sistema con despacho centralizado, una empresa puede tener una posición contractual determinada y, simultáneamente, comprar o vender en el mercado de corto plazo la diferencia entre su posición contractual y su producción o consumo efectivo.
Mercado diario En el mercado diario o day-ahead se contrata energía para el día siguiente. En un mercado de ofertas, productores y compradores presentan pares de precio y cantidad, a veces acompañados de condiciones técnicas u ofertas complejas. La casación determina las ofertas aceptadas y los precios de liquidación.
Muchos mercados diarios emplean alguna forma de precios marginales: el precio refleja el coste o la oferta de la unidad adicional necesaria para satisfacer la demanda, sujeto a las reglas del mercado y a las restricciones representadas en el algoritmo. Sin embargo, la expresión «mercado marginalista» abarca diseños distintos y no implica que todos los sistemas empleen la misma fórmula ni la misma resolución geográfica.
Mercado intradiario Los mercados intradiarios permiten modificar posiciones después del mercado diario a medida que mejoran las previsiones de demanda, viento, radiación solar, indisponibilidades u otras condiciones. Pueden funcionar mediante sucesivas subastas, negociación continua o una combinación de ambos mecanismos.
Mercado en tiempo real y liquidación de desequilibrios En varias jurisdicciones existe un mercado de tiempo real o un mecanismo de liquidación de desequilibrios próximo al instante de entrega. El término mercado spot no se emplea de manera idéntica en todos los países: puede referirse al conjunto de los mercados de corto plazo o, de forma más restrictiva, a la liquidación de las desviaciones respecto de los programas previos.
Mercados de capacidad y mecanismos de suficiencia La energía y la potencia disponible son productos diferentes. Un mercado de energía remunera principalmente los MWh producidos o consumidos, mientras que un mercado de capacidad u otro mecanismo de suficiencia puede remunerar MW que se comprometen a estar disponibles en un horizonte futuro.
Los mecanismos de suficiencia incluyen, según el sistema, mercados de capacidad, pagos por capacidad, reservas estratégicas u obligaciones de contratación. No están presentes en todas las jurisdicciones: algunos diseños confían en mayor medida en los precios de energía y de escasez para incentivar la capacidad necesaria. En Estados Unidos, por ejemplo, algunos RTO/ISO administran mercados de capacidad, mientras que otros no lo hacen.
Mercados de operación y servicios auxiliares Los sistemas eléctricos requieren servicios adicionales a la compraventa ordinaria de energía. La terminología cambia entre jurisdicciones; se emplean expresiones como servicios auxiliares, servicios complementarios, servicios de balance, servicios de ajuste o mercados de operación.
Estos servicios pueden adquirirse mediante mercados competitivos, subastas, contratos bilaterales, prestación obligatoria o mecanismos regulados. En algunos productos se separa el pago por la disponibilidad de una reserva del pago por la energía efectivamente activada.
Servicios relacionados con la frecuencia La frecuencia de un sistema síncrono varía cuando existe un desequilibrio entre potencia generada y consumida. En la terminología europea destacan, entre otros, los siguientes productos:
reserva de contención de la frecuencia (FCR), asociada a la respuesta primaria; reserva automática de restauración de la frecuencia (aFRR), activada automáticamente para recuperar el equilibrio y los intercambios programados; reserva manual de restauración de la frecuencia (mFRR), activada mediante instrucción del operador; reserva de sustitución (RR), utilizada en algunos sistemas para reponer otras reservas o afrontar desequilibrios de mayor duración.
La existencia, remuneración, tiempos de activación y reglas de cada producto dependen del sistema eléctrico. La normativa europea de balance promueve la armonización y el intercambio transfronterizo de varios de estos productos.
Servicios no relacionados con la frecuencia La legislación de la Unión Europea define los servicios auxiliares no relacionados con la frecuencia como servicios utilizados para funciones como el control de tensión en régimen permanente, la inyección rápida de corriente reactiva, la inercia para la estabilidad local de la red, la corriente de cortocircuito, la capacidad de arranque autónomo (black start) y la operación en isla.
Estos servicios responden principalmente a necesidades locales o técnicas de la red y no siempre se prestan mediante una subasta de energía comparable al mercado diario. Su adquisición puede depender de la localización y de las capacidades técnicas específicas de cada instalación.
Gestión de las congestiones Una congestión aparece cuando un elemento de la red no puede transportar todo el flujo que resultaría de un despacho puramente económico. La gestión puede realizarse incorporando las restricciones directamente en la formación de los precios, limitando los intercambios entre zonas, mediante redespacho posterior, intercambio compensatorio o una combinación de estos mecanismos.
En la normativa de la Unión Europea, la gestión de la congestión no se incluye en la definición jurídica de servicio auxiliar, aunque está estrechamente relacionada con la operación del sistema.
Formación espacial de los precios
Mercados nodales En un mercado nodal la red se representa mediante numerosos nodos o barras y se calcula un precio marginal para cada localización. En los mercados estadounidenses se conoce habitualmente como precio marginal locacional o LMP (locational marginal price). El LMP representa el coste marginal de servir una unidad adicional de demanda en un punto concreto, considerando el despacho y las limitaciones de la red; en los RTO/ISO estadounidenses suele descomponerse en componentes de energía, congestión y pérdidas.
Cuando no existen restricciones relevantes, los precios de distintos nodos pueden ser próximos. Cuando una línea se congestiona o las pérdidas son significativas, los precios pueden separarse. Esto produce señales locacionales explícitas para generación, demanda, almacenamiento y transmisión.
Los sistemas nodales suelen emplear instrumentos financieros para cubrir el riesgo de congestión, como los financial transmission rights (FTR) o instrumentos equivalentes. Su principal ventaja teórica es representar con mayor detalle la red en la formación del precio; entre sus costes se encuentran una mayor complejidad de cálculo, liquidación y cobertura financiera y una mayor granularidad y volatilidad de los precios locales.
En Estados Unidos, varios RTO e ISO emplean LMP. PJM, uno de los primeros mercados organizados de la reforma estadounidense, introdujo este tipo de precios a finales de la década de 1990.
Mercados zonales En un mercado zonal varios nodos de la red se agrupan en una zona de oferta y, en principio, se obtiene un único precio de mercado dentro de ella. La Unión Europea define una zona de oferta como la mayor área geográfica en la que los participantes pueden intercambiar energía sin asignación de capacidad entre ellos.