La reciente crisis energética ha hecho que el funcionamiento del mercado eléctrico sea un tema de interés para los consumidores. Al igual que el Producto Interno Bruto (PIB) o la inflación, el precio medio diario del llamado ‘pool’ eléctrico se ha convertido en un tema común de conversación desde mediados de 2021 y en particular tras la invasión de Rusia en Ucrania. Sin embargo, a partir del próximo año, el sistema cambiará y el precio de la electricidad variará cada 15 minutos en lugar de cada hora, pasando de 24 precios al día a un total de 96.

Este cambio se alinea con el objetivo europeo de armonizar el sistema eléctrico ibérico (España y Portugal) con el resto del continente. Pero también tiene como objetivo lograr un precio más ajustado a la realidad, según explicó esta semana la directora de Operación del mercado Ibérico (OMIE), Yolanda Cuéllar, en un foro organizado por la Asociación Empresarial Eólica (AEE). En la práctica, esto podría llevar a precios de la electricidad más baratos, principalmente en un sistema eléctrico con una alta proporción de fuentes renovables, ya que permitiría manejar mejor la incertidumbre que producen estas tecnologías.

En la actualidad, los generadores y comercializadores negocian la compraventa de electricidad en una subasta diaria para el día siguiente, con periodos de negociación de una hora. Sin embargo, el consumo y la generación de electricidad no son constantes durante esos 60 minutos. Existen picos y valles de demanda y oferta, lo que lleva a diferencias entre el resultado del mercado y la realidad.

El nuevo mecanismo busca reducir esas diferencias con una negociación cada 15 minutos. Este intervalo más corto brinda más flexibilidad a los participantes del mercado y les permite ajustar mejor sus ofertas a la realidad. Esto, a su vez, aumenta el valor que obtienen por la compraventa y reduce las ‘multas’ que se pagan cuando hay desviaciones. Esto es particularmente relevante con el creciente desarrollo de la generación renovable, cuya producción es mucho más difícil de predecir, según explica la Agencia Internacional de Energía Renovables (IRENA).

Reducir este periodo de tiempo y acercar el cierre de la negociación al tiempo real de entrega de la energía, ayuda a los operadores del sistema a pronosticar las operaciones con más precisión, evitando los sobrecostes que se producen por el desajuste entre oferta y demanda en tiempo real, señala IRENA.

Este cambio se iniciará en marzo en fase de pruebas con el objetivo de implementarse “en los primeros meses de 2025”, según explicó Cuéllar. Tanto OMIE como Red Eléctrica llevarán a cabo la adaptación de manera simultánea. El reto es grande, ya que OMIE, que actualmente gestiona unas 500.000 ofertas al día, tendrá que manejar alrededor de 2 millones de ofertas cuando se implemente el periodo de negociación de 15 minutos.

En 1998, un año después de la liberalización del sector, comenzó a funcionar el mercado eléctrico español y en 2007 se unió la operación entre España y Portugal. Siete años más tarde, este mercado comenzó a formar parte del Mercado Europeo, a través de una integración progresiva. La integración entre mercados de electricidad facilita una mayor liquidez, aunque el caso español está muy limitado por la interconexión con Francia, que permite un intercambio máximo de 2.500 megavatios-hora (MWh) al día.

Según un análisis publicado por el think tank belga Bruegel, un sistema integrado y suficientemente interconectado permite precios de la electricidad menos volátiles y más firmes. Esto se debe a que cuando la generación renovable es baja y la demanda alta en un lugar, se puede importar energía renovable de otras regiones con diferentes patrones de oferta y demanda.

Además, la integración favorece la competencia, al evitar que “los países utilicen su regulación eléctrica para distorsionar el campo de juego a favor de sus empresas consumidoras de electricidad”, añade Bruegel.