OMIE: en las entrañas del mercado eléctrico

El operador del mercado abre sus puertas a EL PAÍS para explicar cómo funciona el sistema que fija a diario los precios de la luz, que llevan meses disparados

Oficinas de OMIE, este miércoles en Madrid.
Oficinas de OMIE, este miércoles en Madrid.Víctor Sainz

Se dice que de todo se aprende. Con la Gran Recesión interiorizamos términos como prima de riesgo o troika. El confinamiento y los ERTE irrumpieron en el vocabulario común tras estallar la pandemia del coronavirus. Y el reciente encarecimiento de la luz nos ha acostumbrado a términos como megavatio hora (MWh) y ha visibilizado a OMIE, el operador del mercado ibérico de la electricidad que cada día publica con antelación los precios para la jornada siguiente. Esos mismos precios que han pulverizado un récord tras otro en los últimos meses, copando la agenda informativa de todos los medios y convirtiéndose en una losa para los consumidores y en un rompecabezas para el Gobierno.

Este vendaval eléctrico, que no se espera que amaine del todo hasta al menos inicios de 2022, no ha trastocado sin embargo el funcionamiento del operador del mercado. OMIE recibe a EL PAÍS en las dos plantas del edificio que ocupa en el centro de Madrid, donde queda claro que su operativa ha permanecido imperturbable ante unos precios desbocados, convulsionados por la reactivación de la demanda tras los confinamientos y unas cotizaciones disparadas del gas y de los derechos europeos de emisión de CO₂.

OMIE gestiona el mercado eléctrico diario para España y Portugal, una tarea muy técnica que queda lejos del imaginario común. Su sede, lejos de parecerse a la cabina de vuelo de un avión, con botones y palancas de distintas formas, se asemeja más a una oficina cualquiera, cuyos colores retoman el logo de la empresa: gris y verde. El mismo razonamiento valdría para la sala de operaciones, una habitación parcialmente acristalada con mesas colocadas en forma de triángulo, si no fuera por las ocho pantallas que cubren la pared del fondo y la compleja información sobre los distintos mercados y procesos que aparece en ellas, y que deben monitorearse constantemente.

Sala de operación de OMIE, el pasado miércoles.
Sala de operación de OMIE, el pasado miércoles.Víctor Sainz

Los operadores que día y noche están pendientes del sistema siguen las mismas y taxativas pautas a diario. No importa que sea el 31 de enero, el día con la electricidad más barata de este 2021 —una media de 1,42 euros el MWh—, el 7 de octubre, cuando se registró la cota más elevada desde que hay registros (288,53 euros), o este mismo lunes, cuando el precio descenderá a su nivel más bajo (79 euros) desde el pasado 7 de agosto.

La máquina no puede parar. Ni en España, ni en el resto de Europa, donde rige el mismo sistema de fijación de precios detrás del cual está la mano invisible de un potente algoritmo común, Euphemia. OMIE es uno de los 15 NEMO (Nominated Electricity Market Operator —operador del mercado eléctrico designado—) que existen en Europa. Gestiona el mercado diario para España y Portugal, donde se negocia cerca del 85% de la electricidad que se consume en la Península, además de los mercados intradiario e intradiario continuo, donde se realizan ajustes y los volúmenes son mucho más reducidos. Es una empresa privada-regulada participada en un 50% por OMEL (Operador del Mercado Eléctrico), donde a su vez participan más de 20 accionistas —entre ellos empresas energéticas y bancos—, y en un 50% por la sociedad portuguesa OMIP SGPS.

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Cada día, centenares de operadores toman parte en las negociaciones: por un lado, centrales que tienen necesidad de generar y vender electricidad, y por otra, agentes que necesitan comprarla. OMIE y sus trabajadores, la mayoría de ellos ingenieros, se encargan de que todo funcione como un reloj. La comparación no es casual: a partir del mediodía se suceden varios procesos coordinados en toda Europa, y calculados al cronómetro para que a la misma hora, poco antes de las 13.00, se puedan publicar a la vez los precios de la electricidad para el día siguiente.

Todos los días cada central ofrece una cantidad de energía a un determinado precio para cada hora de la jornada siguiente; lo mismo hacen los agentes con sus ofertas de compra. Ambas tienen que lanzarse antes de las 12.00 y se pueden fragmentar para distintas horas, con precios crecientes para las ofertas de venta y decrecientes para las de compra, que pueden oscilar entre un mínimo de -500 euros y un máximo de 3.000 euros el megavatio hora, límites que, de momento, nunca se han alcanzado. Antes del cierre de la recepción de ofertas, los operadores comprueban que estas cumplen con las condiciones que marcan las reglas del mercado y que cuentan con las garantías económicas suficientes para respaldar la compra.

Algoritmo

En un plazo de 10 minutos, cada operador nacional (OMI Polo español, en el caso de España) ordena las ofertas, ve si están indisponibles —que una central no pueda generar o solo hasta cierto nivel, por ejemplo por motivos de mantenimiento— y manda la información a las nubes europeas junto a las capacidades de interconexión, es decir, cuánta energía se puede exportar e importar. En este momento entra en juego Euphemia.

El algoritmo es tan potente que en solo 17 minutos hace la casación, esto es, encuentra el equilibrio entre las ofertas de venta y de compra para cada hora del día siguiente. Este proceso da lugar al llamado precio marginal, la retribución que reciben las centrales por la electricidad que producen y que tantos choques está causando entre Gobierno y empresas. El enfrentamiento se debe a que el precio lo determina la última tecnología que entra en el sistema para cubrir la demanda, y se paga por igual a todas las plantas con independencia de sus costes de producción. Este mismo precio es el que se refleja en la factura de los más de 10 millones de consumidores domésticos que tienen tarifa regulada, pero a la larga acaba impactando también en los demás contratos.

Después de esta fase, cada operador de mercado tiene 12 minutos para validar de manera preliminar los resultados de su zona. Si todos las envían, a las 12.45 los participantes europeos publican coordinadamente el precio provisional. Los operadores del sistema —en el caso español, REE— cuentan con 10 minutos adicionales, así como sus equivalentes europeos, para validar los datos y dar la información definitiva.

Los técnicos de la sala de operaciones, que lideran este proceso mientras atienden las llamadas por si hay alguna incidencia, reciben un entrenamiento continuo, e incluso participan una vez al mes en una simulación de incidentes en los mercados que gestiona OMIE para estar preparados ante cualquier problema. Para ellos no puede valer la máxima que siempre se repite como un mantra en este mundillo: “Si te han explicado el sistema eléctrico y lo entiendes, es que te lo han explicado mal”.

Cronología de la escalada de precios

Una tormenta perfecta ha sacudido los mercados eléctricos de toda Europa. En este cóctel se juntan elementos coyunturales, estratégicos y geopolíticos. Y a todo ello se suma un sistema de fijación de precios que el Gobierno español reclama a Bruselas modificar, y que prevé la misma retribución para todas las plantas, aunque tengan bajos costes de producción. Aquí una breve cronología de la escalada de los últimos meses.

Primeras medidas. El mercado mayorista empezó a calentarse a las puertas del verano. Aunque no alcanzó el récord marcado con Filomena —94,99 euros/MWh el 8 de enero—, se instaló en cotas tan elevadas que el Gobierno tomó las primeras medidas para suavizar el impacto en el recibo: bajó el IVA 21% al 10% y suspendió el impuesto de generación.

Un verano de fuego. El 21 de julio, el precio de la luz alcanzó su mayor cota histórica hasta la fecha (106,57 euros el MWh). En agosto el mercado siguió pulverizando una vez tras otra los máximos previos, desencadenando una bronca entre los socios del Gobierno de coalición. Septiembre, en lugar que dar un respiro, empezó con los precios disparados. 

Plan de choque. Pedro Sánchez se comprometió a inicios de septiembre a que el precio del recibo de 2021 fuera el mismo de 2018. Días después, el Ejecutivo anunció un plan de choque que prevé, entre otras cosas, más rebajas fiscales y minorar la sobrerretribución de las plantas no emisoras de CO₂, lo que ha llevado a un choque directo con las empresas.

Nuevos máximos. El 6 de octubre se alcanzó la cota  más alta de siempre (288 euros por MWh). Mientras tanto, las grandes eléctricas afectadas empezaron a avisar a sus grandes clientes de la imposibilidad de mantener los contratos y algunas industrias anunciaron paros de producción, llevando al Gobierno a suavizar el recorte a las eléctricas. Hoy el precio bajará hasta los 79 euros, pero los mercados de futuros auguran niveles elevados hasta 2022.


Sobre la firma

Laura Delle Femmine

Es redactora en la sección de Economía de EL PAÍS y está especializada en Hacienda. Es licenciada en Ciencias Internacionales y Diplomáticas por la Universidad de Trieste (Italia), Máster de Periodismo de EL PAÍS y Especialista en Información Económica por la Universidad Internacional Menéndez Pelayo.

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