Entendiendo los Mercados Eléctricos: Sistemas Regulados y Liberalizados, Mercados Mayoristas, Minoristas y Formación de Precios

I. INTRODUCCION

¿Por qué existen mercados eléctricos?

Un mercado eléctrico no es solo “compra y venta de energía”. Es, en esencia, un mecanismo de coordinación entre agentes (generadores, comercializadores y consumidores) que permite:
✔ cubrir la demanda a cada instante,
✔ minimizar costos totales de operación,
✔ y mantener la red dentro de límites técnicos (frecuencia, tensiones, capacidad de líneas).
La dificultad principal es que, a diferencia de bienes convencionales, la electricidad en sistemas AC debe mantener un equilibrio casi instantáneo entre potencia generada y potencia demandada. Si ese equilibrio se rompe, se producen desviaciones de frecuencia, lo cual compromete la estabilidad y puede desencadenar desconexiones automáticas o apagones. Esta idea de “balance continuo” es central en la operación del sistema y explica por qué además del mercado (energía) existen mecanismos de balance y servicios auxiliares coordinados por el operador del sistema. [1] . Podemos expresar el principio físico-operativo básico con una relación conceptual (simplificada):

_{$∑ P_i (t)-D(t)-P_(pérdidas ) (t)≈0$}

donde: P_i(t) es la potencia activa generada por cada unidad, D(t) es la demanda total, P(t) representa pérdidas en red.

En la práctica, el sistema no “se aproxima”: el operador debe corregir desbalances con reservas y servicios auxiliares (por ejemplo, regulación secundaria/terciaria, restricciones técnicas, etc.). En España, REE describe estos mecanismos como herramientas para garantizar el equilibrio continuo entre demanda y generación.[1].

Del problema físico al problema económico

Como el sistema necesita balance y seguridad, el “mercado” se convierte en un problema de optimización económica bajo restricciones técnicas: ¿qué centrales deben producir, cuánto y a qué costo, cumpliendo límites?
Una forma clásica de modelar el despacho económico (en su versión más simple, sin red) es:

“Elegir cuánto produce cada central de forma que el costo total sea el menor posible”.
sujeto a:

Ese número es el multiplicador de Lagrange, y económicamente representa el precio marginal del sistema.
Interpretación intuitiva: Es el costo de producir un MW adicional para cubrir un pequeño aumento de la demanda.
También cada central tiene límites, y se representa por:

Asi mismo

donde C_i (P_i) es el costo de producir, P_i Un modelo típico de costo de generación usado en literatura (por ejemplo, para térmicas) es cuadrático.
Interpretación física:
a_i : costos fijos (operación básica, personal, etc.), bi Pi : costos proporcionales (combustible), c_i P_i² :pérdida de eficiencia a altas cargas

Este tipo de formulaciones se conectan directamente con cómo se definen precios en mercados spot y cómo se resuelven problemas reales más complejos (unit commitment, rampas, reservas, etc.), que son estándar en la literatura académica moderna de operación y mercados [2]

II. CONCEPTOS BÁSICOS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

Antes de hablar de precios, subastas o mercados, es imprescindible comprender cómo funciona un sistema eléctrico desde el punto de vista físico. Los mercados eléctricos no existen de forma aislada: son una herramienta económica diseñada para operar un sistema técnico muy rígido, gobernado por leyes físicas.
¿Qué es un sistema eléctrico de potencia?
Un sistema eléctrico de potencia es el conjunto de instalaciones destinadas a:
1. Generar energía eléctrica
2. Transportarla a largas distancias
3. Distribuirla hasta los usuarios finales
Tradicionalmente se divide en tres niveles:
– Generación: centrales hidroeléctricas, térmicas, eólicas, solares, etc.
– Transmisión: redes de alta tensión (≥ 110 kV).
– Distribución: redes de media y baja tensión.
Desde el punto de vista del mercado, lo relevante es que todas estas partes están acopladas: una decisión económica (por ejemplo, qué central entra en operación) tiene consecuencias físicas inmediatas en la red [3]

Potencia activa, potencia reactiva y energía

Este punto es clave y suele generar errores en principiantes.
✔ Potencia activa (P) Es la potencia que realiza trabajo útil. Se mide en MW.
Es la que se compra y vende en los mercados de energía.
Ejemplo: Un generador que entrega 100 MW está aportando potencia activa al sistema.
✔ Potencia reactiva (Q) No produce trabajo útil. Sirve para mantener los niveles de tensión. Se mide en MVAr. No se transporta bien a largas distancias.
La potencia reactiva es fundamental para la estabilidad de tensión, pero normalmente no se comercializa en el mercado de energía como tal; se gestiona mediante servicios auxiliares o requisitos técnicos.[4]
✔ Energía eléctrica
Es potencia integrada en el tiempo. Se mide en MWh.

Ejemplo:
100 MW durante 1 hora = 100 MWh
Los mercados eléctricos negocian energía (MWh), pero el sistema opera con potencia (MW). Esta diferencia es fundamental.

Frecuencia del sistema: el “termómetro” del equilibrio

En sistemas eléctricos síncronos:
La frecuencia nominal es:
50 Hz (Europa, España, Suramérica )
60 Hz (Norteamérica, Centroamérica)
La frecuencia refleja el equilibrio instantáneo entre generación y demanda:
Si generación > demanda → frecuencia sube
Si demanda > generación → frecuencia baja
Podemos expresarlo de forma conceptual:

Aunque esta relación es dinámica y depende de la inercia del sistema, sirve para entender una idea clave:
La frecuencia es una señal física del estado del sistema
Por eso:
Los mercados no pueden operar solos. Siempre existe un operador del sistema que interviene si hay desequilibrios [5].

Generadores síncronos y control primario
Históricamente, la mayoría de la generación proviene de máquinas síncronas (hidráulicas y térmicas). Estas tienen dos propiedades esenciales:
1. Inercia rotacional
2. Control automático de potencia (regulador de velocidad)
Cuando la frecuencia cae, el generador: aumenta su potencia mecánica, aporta energía cinética, ayuda a frenar la caída de frecuencia. Este comportamiento se conoce como control primario de frecuencia.
Matemáticamente, se modela mediante una pendiente (droop):

donde:
1/R es la pendiente del regulador,
Δf es la desviación de frecuencia.
Este control es automático y no depende del mercado, pero condiciona cómo deben diseñarse los mecanismos de balance.

Demanda eléctrica: rígida y poco flexible

A corto plazo (minutos–horas), la demanda eléctrica tradicionalmente ha sido:
– Poco flexible
– Difícil de controlar
– Dependiente del comportamiento humano
Por eso, el sistema se diseñó históricamente bajo la lógica:
“La generación sigue a la demanda”
Esto explica por qué: el despacho se centra en generadores, los mercados se diseñan para seleccionar qué centrales producen.
Con la aparición de: respuesta de la demanda, almacenamiento, vehículos eléctricos, esta hipótesis empieza a cambiar, pero no desaparece.

¿Qué es el despacho eléctrico?

El despacho eléctrico es el mecanismo fundamental de operación del sistema eléctrico mediante el cual se define, para cada intervalo temporal de análisis, la asignación óptima de la generación disponible, estableciendo qué unidades generadoras deben operar y el nivel de potencia activa que cada una debe inyectar al sistema. Este proceso tiene como finalidad garantizar el equilibrio instantáneo entre la oferta y la demanda de energía eléctrica, cumpliendo simultáneamente con criterios de seguridad operativa, confiabilidad del suministro y eficiencia económica. Para ello, el despacho considera tanto variables técnicas como las restricciones de transmisión, la disponibilidad de las centrales, los límites operativos y los requerimientos de reserva como variables económicas, priorizando generalmente las unidades con menores costos marginales de producción. Dependiendo del marco regulatorio y del tipo de mercado eléctrico, el despacho puede realizarse con distintos horizontes temporales, desde la programación diaria hasta ajustes en tiempo real, constituyendo un elemento clave en la operación de los sistemas eléctricos modernos y, en particular, en el funcionamiento del mercado eléctrico mayorista [6].

Despacho económico

Este problema, que parece matemático, es la base conceptual del mercado eléctrico:

Sujeto a

Reserva y seguridad del sistema

El operador nunca programa exactamente: Potencia generada =Demanda
Siempre existe reserva, porque: puede fallar una central, puede variar la demanda, puede cambiar la producción renovable.
Tipos básicos:
1. Reserva primaria (segundos)
2. Reserva secundaria (minutos)
3. Reserva terciaria (decenas de minutos)
Estas reservas son servicios auxiliares, fundamentales para entender por qué los mercados no se limitan al precio de la energía.
Idea clave que conecta con los mercados
Todo lo visto se puede resumir en una frase:
“Los mercados eléctricos existen para coordinar decisiones económicas respetando restricciones físicas estrictas.”
Por eso: No todo se deja al mercado, siempre hay reglas técnicas, siempre hay un operador del sistema.

Tipología de mercados eléctricos
(Cómo se organizan los mercados y por qué existen distintos modelos)
Para entender un mercado eléctrico concreto (España, Honduras u otro), primero es necesario conocer las distintas formas en que un mercado eléctrico puede organizarse.
No existe un único modelo “correcto”: cada país adopta una estructura acorde a su historia, nivel de desarrollo institucional, tamaño del sistema y objetivos de política energética.

III. MERCADOS ENERGÉTICOS

Mercado Eléctrico Regulado

Los mercados eléctricos regulados surgen históricamente como respuesta a la naturaleza del suministro eléctrico, caracterizado por:
1. elevados costos de inversión inicial,
2. fuertes economías de escala,
3. y la necesidad de coordinación centralizada para garantizar seguridad del sistema.
En este modelo, el sector eléctrico se organiza típicamente bajo empresas verticalmente integradas, responsables de generación, transmisión, distribución y comercialización. La literatura económica clásica describe este esquema como un monopolio regulado, en el cual el regulador sustituye al mercado competitivo con mecanismos administrativos de fijación de precios y planificación de la expansión [7].
Desde el punto de vista operativo, el despacho de generación se realiza de forma centralizada, priorizando criterios técnicos y de seguridad, mientras que los precios finales se establecen mediante metodologías regulatorias basadas en costos reconocidos o tarifas promedio. Este enfoque busca garantizar:
✔ estabilidad del suministro,
✔ previsibilidad tarifaria,
✔ y control de riesgos sistémicos.
Sin embargo, diversos estudios han señalado que los sistemas regulados tienden a presentar ineficiencias asignativas y productivas, derivadas de la ausencia de señales económicas directas que incentiven la minimización de costos y la innovación tecnológica [8]
En América Latina, este modelo fue predominante durante gran parte del siglo XX y todavía persiste, total o parcialmente, en varios países, especialmente en contextos donde la fortaleza institucional y la profundidad del mercado son limitadas

En un mercado regulado: El Estado (o el regulador) define:
✔ precios,
✔ condiciones de suministro,
✔ despacho de centrales.
Las empresas suelen estar verticalmente integradas:
✔ generan,
✔ transmiten,
✔ distribuyen,
✔ y comercializan energía.
Características principales:
✔ Alta intervención regulatoria.
✔ Precios determinados administrativamente.
✔ Menor exposición a señales de mercado.
Este modelo presenta ventajas como : estabilidad de precios a corto plazo. Pero tambien Limitaciónes como: señales débiles para eficiencia e inversión.

Mercado Eléctrico Liberalizado

La liberalización de los mercados eléctricos emerge a partir de la década de 1990 como un intento de trasladar los principios de la economía de mercado a aquellas actividades del sector que no constituyen monopolios naturales, principalmente la generación y la comercialización.
El fundamento teórico de este proceso es que, bajo determinadas condiciones, la competencia puede reproducir los resultados del despacho económico centralizado, pero con mayor eficiencia dinámica, al incentivar:
1. reducción de costos operativos,
2. inversión eficiente en nueva capacidad,
3. y señales de precios coherentes con la escasez del sistema.
En los modelos liberalizados, las actividades de transmisión y distribución permanecen reguladas, mientras que la generación y la comercialización operan en entornos competitivos. Los precios de la energía se forman mediante mecanismos de mercado, generalmente subastas centralizadas de tipo marginalista, donde el precio refleja el costo de la unidad marginal necesaria para satisfacer la demanda [7]
No obstante, la literatura enfatiza que la liberalización no implica ausencia de regulación. Por el contrario, requiere un marco regulatorio sólido que: garantice acceso no discriminatorio a las redes, supervise el poder de mercado, y preserve la seguridad del sistema mediante la acción de un operador independiente [9]

En un mercado liberalizado se separan las actividades: generación (competitiva), comercialización (competitiva), transmisión y distribución (monopolios regulados).
Los precios de la energía se forman mediante mecanismos de mercado (subastas).
Características:
1. Competencia entre generadores.
2. Precios variables según oferta y demanda.
3. Fuerte rol del operador del sistema para garantizar seguridad.
Este modelo se desarrolló inicialmente en Reino Unido, Estados Unidos, y posteriormente en la Unión Europea.
Tambien presenta Ventajas como: eficiencia económica y señales de inversión y Riesgo como : mayor volatilidad si el diseño es deficiente. [8] [10]

Mercado Mayorista

El mercado mayorista de electricidad es el espacio en el cual se coordinan, a gran escala, las decisiones de generación y consumo de energía. En él participan principalmente: empresas generadoras, comercializadores, grandes consumidores industriales, y, de forma indirecta, el operador del sistema.
Desde un punto de vista económico, el mercado mayorista tiene como objetivo principal resolver el problema del despacho económico del sistema eléctrico, es decir, determinar qué unidades generadoras producen energía, en qué cantidad y en qué momento, de manera que se satisfaga la demanda total al menor costo posible, respetando las restricciones técnicas del sistema.
En los modelos liberalizados, este proceso se implementa mediante subastas centralizadas, usualmente organizadas por periodos horarios (mercados day-ahead e intradiarios). Los generadores presentan ofertas de energía que reflejan sus costos marginales, mientras que la demanda se representa mediante ofertas de compra o previsiones de consumo. El resultado del proceso de casación es un precio mayorista horario, comúnmente denominado precio spot, que actúa como señal económica fundamental para todo el sistema [10]
Desde la literatura académica, se reconoce que el mercado mayorista cumple tres funciones esenciales:
✔ Asignación eficiente de recursos, al seleccionar las unidades de menor costo para cubrir la demanda.
✔ Señalización de escasez, reflejando condiciones de exceso o déficit de capacidad mediante variaciones de precios.
✔ Base para decisiones de inversión, ya que los ingresos esperados en el mercado mayorista influyen directamente en la rentabilidad de nuevas plantas
No obstante, la volatilidad inherente a los precios mayoristas especialmente en sistemas con alta penetración de energías renovables variables ha llevado a un amplio debate sobre la suficiencia de este mercado para garantizar inversiones de largo plazo, cuestión que ha motivado la introducción de mecanismos complementarios como contratos a largo plazo o mercados de capacidad [8]

El mercado mayorista no es un único mercado, sino un conjunto de mercados coordinados en distintos horizontes temporales, diseñados para gestionar progresivamente la incertidumbre asociada a la demanda y a la generación, especialmente renovable.
De forma general, el mercado mayorista incluye:
1. Mercado diario (day-ahead): los agentes participantes presentan ofertas de venta y compra de energía para cada periodo horario del día siguiente. Las ofertas de los generadores reflejan, idealmente, sus costos marginales de producción, mientras que las ofertas de compra representan la demanda prevista.
El operador del mercado realiza un proceso de casación centralizada, cuyo resultado es: un programa horario de generación, y un precio de mercado por periodo. Este precio suele ser uniforme para todos los generadores casados en una misma zona de mercado y periodo horario, y se determina según el principio marginalista. El mercado diario constituye el pilar central, ya que establece el programa base de generación y consumo para el día siguiente, mientras que los mercados posteriores permiten realizar ajustes conforme se dispone de información más precisa.
2. Mercados intradiarios: permiten a los agentes ajustar sus posiciones después del cierre del mercado diario, a medida que se dispone de información más precisa sobre: demanda real, disponibilidad de unidades, producción renovable variable.
Desde un punto de vista económico, estos mercados reducen los costos asociados a errores de previsión y mejoran la eficiencia global del sistema, especialmente en contextos de alta penetración de energías renovables [8]
3. Mercado de balance o tiempo real: A pesar de la existencia de mercados diarios e intradiarios, siempre subsisten desvíos entre generación y demanda en tiempo real. El mercado de balance tiene como objetivo corregir estos desvíos y mantener la estabilidad del sistema.
En este contexto, el operador del sistema adquiere un papel central, ya que:
activa reservas, gestiona servicios auxiliares, y asegura el cumplimiento de criterios de seguridad.
La literatura enfatiza que el mercado mayorista no puede operar de forma aislada, y que la coordinación con el operador del sistema es indispensable para garantizar un suministro seguro y confiable
El mercado diario constituye el pilar central, ya que establece el programa base de generación y consumo para el día siguiente, mientras que los mercados posteriores permiten realizar ajustes conforme se dispone de información más precisa.

Mercado Minorista

El mercado minorista constituye el nivel en el cual la electricidad es vendida al consumidor final, incluyendo hogares, comercios y pequeñas industrias. A diferencia del mercado mayorista, el mercado minorista no opera con señales técnicas directas, sino que traduce los resultados del mercado mayorista en tarifas comprensibles y contractuales.
Desde el punto de vista económico, el precio que enfrenta el consumidor final es una composición de varios elementos, entre los que se incluyen: el costo de la energía adquirida en el mercado mayorista, los peajes de transmisión y distribución, cargos regulatorios, e impuestos.
Por esta razón, el mercado minorista desempeña un papel central en la protección del consumidor, ya que los usuarios finales no suelen tener capacidad para gestionar directamente el riesgo asociado a la volatilidad de los precios mayoristas. La literatura destaca que, incluso en mercados liberalizados, el diseño del segmento minorista suele mantener un grado significativo de regulación, especialmente en lo relativo a tarifas, calidad del servicio y condiciones contractuales [8]
En términos funcionales, el mercado minorista actúa como un amortiguador entre el comportamiento dinámico del mercado mayorista y la demanda final, permitiendo que los consumidores se beneficien de la eficiencia del sistema sin estar expuestos directamente a fluctuaciones extremas de precios.

IV. REFERENCIAS

[1]         Redeia, «Ancillary Services», Red Eléctrica. Accedido: 10 de enero de 2026. [En línea]. Disponible en: https://www.ree.es/en/operation/guaranteed-supply/ancillary-services
[2]         F. Marzbani y A. Abdelfatah, «Economic Dispatch Optimization Strategies and Problem Formulation: A Comprehensive Review», Energies, vol. 17, n.^o 3, p. 550, ene. 2024, doi: 10.3390/en17030550.
[3]         A. Garces-Ruiz, W. Gil-Gonzalez, y O. Montoya Giraldo, Introducción a la estabilidad de sistemas eléctricos de potencia. 2023. doi: 10.22517/9789587228960.
[4]         «Unidad 1: Conceptos Básicos en Sistemas Eléctricos de Potencia», Studocu. Accedido: 11 de enero de 2026. [En línea]. Disponible en: https://www.studocu.com/es-mx/document/centro-de-bachillerato-tecnologico-industrial-y-de-servicios-num-107/circuitos-electricos/medina-sistemas-electricos-unidad-1/49018136
[5]         Z. Yang, P. Yong, y M. Xiang, «Revisit power system dispatch: Concepts, models, and solutions», iEnergy, vol. 2, pp. 43-62, mar. 2023, doi: 10.23919/IEN.2023.0010.
[6]         «Economic Dispatch – an overview | ScienceDirect Topics». Accedido: 11 de enero de 2026. [En línea]. Disponible en: https://www.sciencedirect.com/topics/engineering/economic-dispatch?utm_source=chatgpt.com
[7]         D. M. Newbery, «Problems of liberalising the electricity industry», Eur. Econ. Rev., vol. 46, n.^o 4, pp. 919-927, may 2002, doi: 10.1016/S0014-2921(01)00225-2.
[8]         M. G. Pollitt, «The role of policy in energy transitions: Lessons from the energy liberalisation era», Energy Policy, vol. 50, pp. 128-137, nov. 2012, doi: 10.1016/j.enpol.2012.03.004.
[9]         «(PDF) Electricity Market Reform in the European Union: Review of Progress toward Liberalization & Integration», ResearchGate, ago. 2025, doi: 10.2307/23297005.
[10]      D. M. Newbery, «Problems of liberalising the electricity industry», Eur. Econ. Rev., vol. 46, n.^o 4, pp. 919-927, may 2002, doi: 10.1016/S0014-2921(01)00225-2.

CONTINUARÁ…………