miniatura|Sede de Endesa en Madrid miniatura|Sede de Iberdrola en Bilbao miniatura|Sede operativa de Naturgy en Barcelona, antigua sede social, que se trasladó a Madrid en 2017 debido al proceso soberanista catalán miniatura|Sede de EDP en Oviedo
El mercado eléctrico de España es el conjunto de mercados (de plazo, del día anterior, entre diario, etc.) donde se negocia la compra y venta de energía eléctrica con entrega en la red peninsular española. Se estableció como consecuencia de la liberalización del sector eléctrico que tuvo lugar en el año 1997 con la promulgación de la Ley del Sector Eléctrico 54/1997, reformulada por la Ley 24/2013.
Historia Hasta el año 1997 el sistema eléctrico español estaba estructurado como un sistema regulado en el que el Gobierno establecía el precio de la electricidad, que remuneraba la totalidad de los costes incurridos (principalmente, generación, transporte y distribución de la electricidad) a un conjunto de compañías eléctricas privadas. La principal excepción era Endesa, compañía pública fundada para la generación con carbón nacional, que suministraba el 28 % del mercado de generación en 1997. No obstante, dicha compañía absorbió en 1996 a Fecsa y Sevillana, lo que la convirtió previamente a su privatización en el mayor grupo español, con el 41 % de la generación.
La liberalización del sector se apoya en la teoría, internacionalmente aplicada, de que la división vertical de actividades y su posterior reglamentación específica pueden conseguir introducir la competencia y aumentar la eficiencia conjunta del sector eléctrico. La división resultante fue de generación, transporte, distribución y comercialización.
En 1997, durante el primer Gobierno de Aznar, se promulgó la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector EléctricoLey 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico (como transposición de la Directiva 96/92/CE de 19 de diciembre de 1996),Directiva 96/92/CE de 19 de diciembre de 1996 que liberalizaba el mercado eléctrico. Esta sufrió luego diversas modificaciones en virtud de la Ley 53/2002, de 30 de diciembre, de la Ley 24/2005, de 18 de noviembre, y de la Ley 17/2007, de 4 de julio. Ha sido derogada mediante la nueva Ley del Sector Eléctrico 24/2013 aprobada en diciembre de 2013 que, no obstante, mantiene la estructura básica del sector.
Esta regulación permitió la entrada de nuevos agentes en el mercado, como las comercializadores independientes o las cooperativas de energías renovables.
Estructura miniatura|290px|Mapa de las centrales, subestaciones y líneas de alta de tensión en España, 2016
La estructura legal y comercial del sistema eléctrico español se basa en el reconocimiento de dos tipos de actividades: actividades parcialmente liberalizadas, como la producción y la comercialización, en manos de empresas privadas, y actividades reguladas, como el transporte y la distribución, en manos de empresas públicas.
En principio, las actividades libres pueden ser realizadas por cualquier agente en condiciones similares a cualquier otra actividad comercial. Por otra parte, las actividades reguladas resultan en general de la existencia de un monopolio natural (transporte y distribución) y requieren de una autorización y supervisión administrativas específicas.
Las actividades reguladas disponen de un esquema de retribución específico destinado a cubrir los costes eficientes asociados a la operación, mantenimiento e inversión de las redes.
Una parte de la producción se realiza en régimen regulado. La producción que disfruta de subsidios (renovables y cogeneración está sujeta, para recibir dichos subsidios, a un régimen regulatorio similar al del transporte y la distribución. Las centrales de carbón nacional están también sujetas a un régimen regulado específico.
La situación en los territorios extra-peninsulares (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla) es peculiar. La producción es una actividad regulada, mientras que la comercialización es una actividad libre. Los comercializadores no adquieren su energía en el mercado mayorista, sino de forma regulada al precio del mercado peninsular.
Gestión
Operador del mercado
OMIE (Operador del Mercado Ibérico de Energía), como operador del mercado, es el responsable de la gestión económica del sistema.
Operador del sistema
Red Eléctrica de España, S.A. es la sociedad participada por el Estado responsable de la gestión técnica y mantenimiento de las líneas, cableados, las torres de alta tensión, etc. para asegurar una correcta y segura distribución y transporte de la electricidad. En su página web, se puede consultar la demanda y la producción de electricidad en tiempo real según las diferentes fuentes de generación de electricidad: solar fotovoltaica, hidráulica, eólica, nuclear, ciclo combinado, etc.
Agentes representantes Son los interlocutores entre los productores de energía eléctrica y el mercado eléctrico, interactuando con el Operador del Mercado, el Operador del Sistema, la Comisión Nacional de la Energía y las empresas distribuidoras.
Gestores de carga
Aquellas sociedades mercantiles que, siendo consumidores, están habilitadas para la reventa de energía eléctrica para servicios de recarga energética, así como para el almacenamiento de energía eléctrica para una mejor gestión del sistema eléctrico.
Agentes externos Se entiende por agente externo a toda persona física o jurídica que entregue o tome energía eléctrica de otros sistemas exteriores.
Empresas distribuidoras miniatura|235px|Distribuidoras más imporantes. Son las empresas que mantienen las redes de transporte y distribución en cada zona: e-distribución (Endesa) i-DE (Iberdrola) Unión Fenosa (Naturgy) Redes (EDP) Viesgo (TotalEnergies)
Los agentes distribuidores tienen la función de distribuir energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo, como viviendas, oficinas, empresas, etc. No se pueden elegir. Las principales empresas distribuidoras son:
e-distribución (Endesa) gestiona las redes de Cataluña, Aragón, Andalucía, Baleares, Canarias, Ceuta, Melilla y zonas de Extremadura. i-DE (Iberdrola) tiene más presencia en Castilla y León, la Comunidad Valenciana, la Región de Murcia, el País Vasco, Navarra y La Rioja, así como zonas de Extremadura, Madrid, sur de Cataluña y Castilla-La Mancha. Unión Fenosa (Naturgy) lo hace en Galicia y zonas de Madrid, Castilla y León, Castilla-La Mancha y norte de Andalucía. Redes (EDP) se encarga de casi todo el Principado de Asturias. Viesgo (TotalEnergies) regula la distribución en el noreste de provincia de Palencia, noroeste de la de Burgos y sur del Principado de Asturias. Begasa (TotalEnergies) en el noroeste de la provincia de Lugo.
Comercialización mayorista
A efectos prácticos, España y Portugal son considerados como una isla respecto a la producción y distribución de la electricidad, pues existen pocas conexiones con Centroeuropa y el sur de África. El Mercado Ibérico de la Electricidad está constituido por productores de electricidad que venden la energía eléctrica a las empresas que luego la venderán a los consumidores finales. Los paquetes negociados son extremadamente variados, incluyendo ventas de energía con entrega durante todas las horas de un trimestre, cerradas con medio año de antelación, hasta transacciones de energía con entrega a una hora específica, cerradas con pocas horas de antelación.
Estos mercados pueden ser bilaterales (donde los vendedores y los compradores negocian directamente entre ellos) u organizados (donde estos negocian a través de una sociedad, de forma similar a una bolsa de valores). Son particularmente relevantes las transacciones organizadas en torno al OMIE (Operador del Mercado Ibérico Español), donde se negocian productos de corto plazo (para el día siguiente y durante el mismo día de negociación), y al OMIP (Operador del Mercado Ibérico Portugués), donde se negocian productos de más largo plazo. El ámbito geográfico de todos estos mercados es la península ibérica, al estar España y Portugal integradas en el mismo mercado eléctrico mayorista, conocido como MIBEL (Mercado Ibérico de la Electricidad).
De entre todas las operaciones organizadas destaca el mercado diario, o del día antes, conocido como «pool», gestionado por el OMIE. Su precio es el «precio de mercado». Su importancia deriva de su elevada liquidez, ya que existen un conjunto de obligaciones e incentivos que motivan que la práctica totalidad de los productores presenten ofertas en este mercado. En dicho mercado diario los agentes presentan ofertas de venta de electricidad o de compra (la demanda o el bombeo) para cada una de las 24 horas del día siguiente. Cada oferta debe consistir en, al menos, una cantidad (MWh) y un precio (€/MWh). Cada «unidad de oferta» (que coinciden con centrales de producción en el caso de grandes instalaciones) puede presentar hasta 25 ofertas para cada hora. Entonces se fija un «precio de mercado» que garantiza que todas las ofertas de venta aceptadas tengan un precio igual o inferior, todas las ofertas de compra aceptadas tengan un precio igual o superior, y la cantidad total aceptada de compra sea igual a la cantidad total aceptada de demanda. Adicionalmente, se respetan una serie de «condiciones complejas» que permiten evitar, por ejemplo, que las centrales de producción no se vean sometidas a picos de subida o bajada de producción físicamente imposibles. Todas las ventas o compras de energía se pagan, para cada hora, al mismo precio, lo que provoca que todas las fuentes de energía se paguen al precio de la fuente más cara, incluidas las renovables, como la eólica o la hidroeléctrica, que son mucho más baratas al utilizar recursos naturales. Dicho sistema es por ello llamado «marginalista» y es el que se encuentra en vigor en la práctica totalidad de los sistemas liberalizados.
Una razón para este hecho es que los mercados marginalistas inducen a que los generadores oferten su coste marginal de producción. En el caso de un generador nuclear el coste es muy bajo (debido al bajo coste del combustible nuclear), por lo que también lo es su oferta. Un generador de carbón o de gas natural ha de hacer frente a un combustible más caro, así como a impuestos que gravan la emisión de gases contaminantes, lo que explica su oferta más elevada. Adicionalmente el elevado coste de parar o arrancar un reactor nuclear también contribuye a una oferta baja (es, en efecto, la diferencia entre coste variable y coste marginal). Las plantas de carbón nacional son ofertadas por Red Eléctrica de España según ofertas establecidas por el Ministerio de Industria. En cuanto a los generadores renovables y plantas de coproducción han de presentar también ofertas, siendo los ingresos obtenidos en el mercado complementados por una remuneración específica administrativamente establecida. Las ofertas de las principales tecnologías renovables (energía eólica y fotovoltaica) se realizan a precio nulo. Adicionalmente existen ofertas de carácter instrumental que reflejan contratos bilaterales entre un comprador y un vendedor cerrados al margen del mercado organizado de OMIE.
Los mercados intradiarios tienen una regulación muy similar a la del mercado diario. Se realizan seis sesiones durante cada día que permiten ajustar los desvíos debidos a errores en la previsión de la demanda (que se refleja en las ofertas de compra de energía de las comercializadoras), o desvíos en la producción (por incidencias técnicas u otras razones).