Con la puesta en marcha de Viking Link hacia Dinamarca en diciembre, la red eléctrica de Gran Bretaña está más interconectada que nunca. Nueve interconectores diferentes, con una capacidad total de 9,2 GW, conectan Gran Bretaña con otros seis mercados europeos.

Pero, ¿cómo funcionan estos interconectores y cómo afectan a los precios?

Los interconectores permiten que la energía fluya de los mercados más baratos a los más caros

Los interconectores son cables submarinos de corriente continua de alta tensión (HVDC) que permiten el flujo de energía entre diferentes redes eléctricas. Su capacidad varía entre 0,5 y 2 GW y permiten el flujo bidireccional de electricidad. La energía se mueve desde los mercados con precios más bajos hacia aquellos con precios más altos, y los operadores obtienen beneficios de la diferencia de precios.

Al permitir el flujo de energía a través de gradientes de precios, los interconectores tienen un efecto igualador en los precios de los diferentes mercados: aumentan los precios en los mercados baratos y los reducen en los caros. Esto solo está limitado por su capacidad. Debido a la gran capacidad total de los interconectores que conectan con Gran Bretaña —suficiente para cubrir alrededor del 30% de la demanda máxima— pueden tener un impacto significativo en los precios de la electricidad.

Los flujos de los interconectores se determinan mediante subastas explícitas de capacidad

Antes del Brexit, el mercado eléctrico de Gran Bretaña estaba acoplado a los mercados europeos a través del Single Day-Ahead Coupling (SDAC). Los mercados de electricidad para el día siguiente en cada ubicación se ejecutaban simultáneamente y la capacidad de los interconectores entre los mercados se asignaba implícitamente.

Las bolsas de energía utilizaban un algoritmo para determinar los flujos óptimos. Este algoritmo tenía en cuenta la oferta y la demanda de cada mercado, junto con la capacidad disponible de los interconectores. Como resultado, los interconectores exportaban cuando los precios del día siguiente eran más altos en Europa e importaban cuando los precios eran más altos en Gran Bretaña, con pocas excepciones.

Desde el Brexit, el mercado británico ya no forma parte del SDAC y la capacidad en la mayoría de los interconectores se asigna de forma explícita. Esto significa que se realizan subastas de capacidad que funcionan de manera similar a las subastas del mercado eléctrico. Los operadores compran derechos de capacidad para una cantidad determinada en subastas que pueden ser a largo plazo o intradía.

Una vez que los operadores obtienen los derechos de transmisión, compran y venden energía a ambos lados del interconector y ‘nombran’ sus flujos. La nominación informa al operador del interconector cuánta de la capacidad vendida será utilizada.

El Operador del Sistema Eléctrico (ESO) puede ajustar en tiempo real los flujos finales de los interconectores a partir de las posiciones nominadas por los operadores. Para ello, el ESO tiene acuerdos con los participantes en los interconectores que funcionan de manera similar al Mecanismo de Balance, aunque son operativamente independientes.

Para más información sobre la estructura y los horarios de los mercados mayoristas de electricidad en Gran Bretaña, consulta nuestro artículo explicativo.

La asignación explícita de capacidad puede llevar a una infrautilización y flujos contrarios a la lógica

Las subastas de capacidad para el día siguiente en los interconectores con asignación explícita se cierran antes que los mercados eléctricos del día siguiente. Esto implica que los operadores deben utilizar una previsión de la diferencia de precios entre Gran Bretaña y Europa al pujar por la capacidad del interconector.

Si esta previsión resulta incorrecta, los operadores pierden sus ofertas en las subastas eléctricas del día siguiente y no nominarán flujos para sus derechos de capacidad. Si no pueden revender estos derechos, la capacidad del interconector puede quedar infrautilizada.

De forma alternativa, los operadores pueden asegurar contratos para comprar y vender energía en diferentes mercados con antelación para mitigar este riesgo. Los precios en estos mercados pueden diferir significativamente del precio del día siguiente. Esto puede dar lugar a flujos contrarios a la lógica, donde la energía fluye a través de los interconectores en sentido opuesto al gradiente de precios del día siguiente.

La capacidad en los interconectores con Noruega e Irlanda sigue asignándose de forma implícita

La capacidad en los interconectores con Noruega e Irlanda sigue asignándose de forma implícita, aunque mediante mecanismos diferentes. La capacidad entre Gran Bretaña e Irlanda se asigna mediante subastas simultáneas intradía —Intraday 1 e Intraday 2— realizadas en EPEX en Gran Bretaña y SEMOpx en Irlanda. La capacidad entre Noruega y Gran Bretaña se asigna en función de las subastas diarias de Nord Pool en cada mercado.

Los interconectores igualan los precios en toda Europa

Los operadores compran energía en los mercados baratos para enviarla a través de los interconectores a los mercados más caros, obteniendo beneficios de la diferencia. Esto aumenta la oferta en el mercado más caro, lo que puede reducir los precios, ya que no es necesario recurrir a generadores marginales más costosos en ese mercado. Sin embargo, en el mercado más barato, los precios pueden aumentar porque estos generadores entran en funcionamiento.

El equilibrio entre estos dos efectos determina en gran medida los flujos de los interconectores. Aunque los interconectores suelen operar a plena capacidad, también pueden estar parcialmente utilizados, hasta que los precios se igualan en ambos mercados.

Los flujos parciales son más comunes entre mercados con precios similares. Por ejemplo, la conexión del Mar del Norte con Noruega importa a plena capacidad el 46% del tiempo debido a los bajos precios en el mercado NO2.

En Gran Bretaña, los interconectores suelen reducir los precios

Como los precios en Gran Bretaña son, en promedio, más altos que en la mayoría de Europa, los interconectores suelen reducir los precios aquí, ya que se pueden importar grandes volúmenes de energía más barata en momentos de alta demanda.

Por ejemplo, los precios en un pico típico de la tarde podrían estar determinados por una planta CCGT de baja eficiencia a £90/MWh. Si los precios en Europa son más bajos, los interconectores importarían a plena capacidad. Esto reduciría la necesidad de generación y desplazaría el margen hacia plantas CCGT de mayor eficiencia con un precio más bajo de £80/MWh. Esta reducción en el precio máximo comprime la diferencia diaria de precios disponible en Gran Bretaña.

Cuando la generación eólica es alta, se puede exportar energía. Si los precios son significativamente más altos en Europa y no hay suficiente generación eólica marginal disponible en Gran Bretaña, esto a veces puede aumentar los precios aquí, ya que las plantas de gas marginales deben entrar en funcionamiento para cubrir la mayor demanda.

Gran Bretaña es actualmente importadora neta de energía, pero esto podría cambiar pronto

Actualmente, Gran Bretaña es importadora neta de energía, importando aproximadamente tres veces más de lo que exporta.

A medida que Gran Bretaña siga desarrollando su capacidad eólica, los precios marginales bajos serán más frecuentes cuando la generación eólica supere la demanda. Se prevé que para 2030 se convierta en exportadora neta de energía.

En definitiva, una mayor interconexión será clave para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas, ya que los países podrán compartir y diversificar sus fuentes de energía renovable, permitiendo, por ejemplo, que Gran Bretaña exporte a Noruega cuando haya viento e importe energía hidroeléctrica cuando no lo haya.