Análisis técnico de Grupo ASE
El informe de supervisión del mercado 2023 (CNMC), publicado el pasado 28 de enero de 2026, constata una reducción significativa del precio medio del mercado diario durante 2023, explicada principalmente por la elevada penetración de producción renovable y una mayor disponibilidad hidráulica, junto con la reducción del coste del gas. Sin embargo, el propio informe muestra que esta reducción no se refleja de la misma forma en el precio final, debido al creciente peso que van tomando componentes del precio ajenos al mercado diario. Concretamente, se refiere al coste de los servicios de ajuste, que representan un 11,4% del precio final; a la energía gestionada en los servicios de ajuste, que aumenta más de un 50%; y a las restricciones técnicas, tanto a subir como en tiempo real, que se incrementan de forma muy significativa.
Los datos apuntan a que el sistema es capaz de producir energía barata, pero que, simultáneamente, el propio sistema cada vez es más costoso de operar. El mercado diario deja de ser el principal determinante a vigilar en el coste total del sistema, que pasa el relevo a los mercados que dependen, y cada vez más, de mecanismos ex post gestionados por el operador del sistema. En efecto, se produce un incremento muy acusado de las restricciones técnicas, un aumento muy relevante de los vertidos de generación renovable y una activación mayor de los servicios de balance y ajuste. Estos fenómenos se producen de forma simultánea a la caída del precio spot, lo que sugiere que no se trata de episodios coyunturales, sino de un patrón estructural, como parece acreditar el paso del tiempo.
Además, del informe se deduce que el mercado no está internalizando adecuadamente los costes, pues existen limitaciones de red, necesidad de firmeza en la generación y mayores requisitos de equilibrio en tiempo real. Como consecuencia, el operador del sistema debe corregir ex post, mediante servicios obligatorios y restricciones, lo que el mercado diario no resuelve ex ante. Esta es la razón por la que se desplazan costes desde un mercado competitivo hacia mecanismos básicamente administrativos, definidos en los P.O. mediante resoluciones.
Los datos apuntan a que el sistema es capaz de producir energía barata, pero que, simultáneamente, el propio sistema cada vez es más costoso de operar.
El informe señala, y casi pasando de puntillas, que se viene produciendo una salida neta de comercializadores del mercado, una fuerte presión financiera sobre agentes compradores, un elevado peso de los contratos bilaterales y, dentro de estos, una proporción mayoritaria de contratos intragrupo. Asimismo, se constata una baja liquidez relativa del mercado a plazo, en comparación con otros sistemas eléctricos europeos.
Estructuralmente hablando, la combinación de mercado diario volátil, servicios de ajuste crecientes y mercado a plazo poco líquido implica que la cobertura del riesgo de precio no está disponible en condiciones competitivas para todos los agentes. Esto afecta de forma desproporcionada a nuevos entrantes y comercializadores independientes (ACIE), independientemente de que los indicadores agregados de concentración muestren valores moderados. El informe muestra niveles de concentración (HHI)* comparables o inferiores a la media europea en términos estructurales. No obstante, también documenta episodios de poder de mercado en servicios de ajuste, sanciones por precios excesivos, elevada concentración en mercados estrechos y situaciones de escasez.
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(*) El Índice Herfindahl-Hirschman (HHI) mide la concentración de mercado sumando los cuadrados de las cuotas de mercado (%) de las empresas. Varía de 0 a 10.000, indicando menor competencia cuanto mayor es el valor. Niveles clave: menor de 1.500 (competitivo), 1.500-2.500 (concentración moderada) y superior a 2.500 (alto nivel de concentración/monopolio).
Los indicadores estructurales de concentración no parecen capturar adecuadamente el poder de mercado situacional, que se manifiesta en mercados de escasa liquidez (mercado a plazo y contratación intragrupo), en servicios obligatorios y en momentos críticos para la operación del sistema. Todo esto parece sugerir que la competencia efectiva debe analizarse no solo en términos de cuota, sino en función de la capacidad de los agentes para influir en los precios en condiciones de operación real.
El informe recoge el crecimiento del autoconsumo principalmente como factor de reducción de demanda y como elemento de ajuste en el balance energético agregado. No se identifica al autoconsumo como eje central del funcionamiento del sistema, ni se le atribuye un papel relevante en la resolución de los problemas de operación, firmeza o ajuste. Llama la atención este tratamiento, que choca de plano con el proyecto de Real Decreto que modificaría el RD 244/2019, cuando en él se indica, al referirse al autoconsumo, “que representa una condición sine qua non para la transición hacia una economía descarbonizada de la manera más eficiente posible”. En efecto, desde una perspectiva técnica, el autoconsumo aparece como un elemento complementario, no estructural. Los principales desafíos del sistema se sitúan en la arquitectura de mercado, en la gestión de la red y en la disponibilidad de flexibilidad y firmeza en la generación.
La competencia efectiva debe analizarse no solo en términos de cuota, sino en función de la capacidad de los agentes para influir en los precios en condiciones de operación real.
Como corolario, puede afirmarse que, a la luz del informe, se deduce que el sistema eléctrico español produce energía barata, pero incurre en costes crecientes de operación y gestión, presenta debilidades estructurales en la cobertura del riesgo y muestra limitaciones en la competencia efectiva en determinados segmentos clave del mercado. Estos fenómenos no se explican por el funcionamiento del mercado diario, sino por la arquitectura global del sistema eléctrico, incluyendo mercados a plazo, servicios de ajuste, diseño de tarifas junto con señales de red y mecanismos de participación de la demanda.
Sin introducir propuestas normativas explícitas, cuestión que no le compete a la CNMC, los datos del propio informe conducen a la conclusión de que la mejora del funcionamiento del sistema eléctrico no pasa prioritariamente por intervenir el mercado diario, sino por abordar reformas estructurales en los ámbitos que determinan la operación, la cobertura del riesgo, la competencia efectiva y las redes.
