Fuente: Cinco Días – Andrés Seco
El próximo mes de julio, cumplirá sus primeros 10 años de vida el Mercado Ibérico de la Electricidad (Míbel), una integración regional pionera en Europa. Sólo el Nordpool de los países nordicos lo supera en el Viejo Continente. España y Portugal negocian su electricidad a diario, de un día para el siguiente. Se negocian por horas, cantidades y precios: unas decenas de miles de MWh y a un mismo precio para toda la energía asignada en cada hora.
Unos 10.000 millones de euros anuales cambian de manos en un mercado al contado (o spot), coloquialmente conocido como pool eléctrico que, en esencia, apenas ha cambiado desde que arrancó, el 1 de enero de 1998. El pool está muy pegado al tiempo real: apenas 12 horas antes de que empiece el periodo de entrega.
No hay que ser un experto en mercados ni en energía, para intuir que la volatilidad es enorme, muy por encima de la mayoría de los mercados. La incertidumbre y el riesgo de tener grandes variaciones de precios entre dos horas -ya sean del mismo día, la misma semana o el mismo mes-, son muy elevados. Y la capacidad de anticipación, limitada.
Como buen mercado cercano al periodo de entrega, es muy nervioso. Y lo es más aún por el impacto que las variaciones meteorológicas (temperatura, nubosidad, lluvia, viento, presión…) tienen tanto en la demanda como en las principales fuentes de energía de nuestra región: las renovables. Incluso, en el rendimiento de las centrales térmicas convencionales (carbón y gas).
Es como si todas las familias esperásemos a la víspera para comprar la cena de Nochebuena. Como si las entradas para TheBoss no se vendieran hasta el día previo al concierto y sólo por una taquilla o como si los billetes de tren no se pusieran a la venta hasta el día de antes a viajar. Y, además, todos los asientos se vendieran a precio de primera clase.
El pool eléctrico tiene unas reglas muy complejas, incluso para los participantes, que ocupan más de 100 páginas en la última versión publicada hasta la fecha (30 de diciembre de 2015). La primera versión de dichas reglas, de 1997, apenas eran 30 páginas. La mecánica, ya hemos dicho, apenas ha variado; pero sólo en nuestro mercado.
Porque en el resto de Europa, incluso otros países y regiones que pusieron en marcha mercados eléctricos mucho más tarde que nosotros, han evolucionado más y mejor, con varias reformas. Curioso es el caso de Holanda, cuyo primer pool era una réplica del nuestro (incluso el código estaba escrito en español) y cuya actual plataforma de negociación se parece como un huevo a una castaña a la nuestra.
Nuestro sistema eléctrico es hoy muy distinto al que teníamos a finales del siglo pasado. Cuando se diseñó el mercado mayorista no había siquiera ciclos combinados. Ahora, casi el 25% de la oferta son centrales de gas y cerca de la mitad de la potencia se basa en energías renovables y tenemos una conexión eléctrica entre la Península y Baleares. Portugal y España están integradas en una sola zona de negociación y la interconexión con Francia es el doble de lo que era entonces.
Del otro de los Pirineos, los agentes ofertan carteras, no unidades físicas; cuando hay exceso de oferta, los precios son negativos (Alemania, Austria, Dinamarca…); la negociación es continua, tipo bolsa; el mercado está estructurado en varios horizontes, lo que reduce la incertidumbre y da flexibilidad.
España volvió a ser pionera en energía, una vez más, cuando puso en marcha el PVPC (precio de venta al pequeño consumidor) en abril de 2014. En su visión de la Unión de la Energía, el Comisario Árias Cañete abogó por vincular los precios del mercado minorista a los precios del mercado mayorista. Eso es el PVPC, en pura esencia. Quizá haya llegado el momento de revisar el mercado mayorista, para mejorar las señales de precio a ambos lados de la ecuación.
No se trata de cambiar el mercado, sino de evolucionar nuestra manera de negociar la electricidad (energía y potencia). En base a dos principios, muy básicos: simplificar y tener en cuenta Europa. El resto, sentarse en una mesa y empezar a hablar.