Precios negativos: cómo puede valer la electricidad menos de cero
Hay conceptos del sistema eléctrico que resultan difíciles de explicar. Y luego están los precios negativos, que parecen directamente contrarios al sentido común. ¿Cómo puede valer la electricidad cero euros? Más extraño todavía: ¿cómo puede un productor llegar a pagar para vender la energía que genera?
No hay ningún error. Tampoco significa que producir electricidad haya dejado de tener costes. Los precios negativos son una consecuencia perfectamente posible del funcionamiento del mercado eléctrico y, además, contienen información muy valiosa sobre lo que está cambiando en el sistema.
Para entenderlos hay que comenzar por el principio: cómo se forma el precio de la electricidad en el mercado peninsular.
Precios negativos: primero hay que entender el mercado
El mercado mayorista eléctrico tiene varias etapas. Existen mercados a plazo, un mercado diario, mercados intradiarios y posteriormente servicios de ajuste y balance.
Para comprender los precios negativos, debemos centrarnos primero en el mercado diario gestionado por OMIE, integrado a su vez en el mercado eléctrico europeo. En él se negocia buena parte de la energía que se entregará durante el día siguiente.
Desde octubre de 2025, el mercado diario trabaja con periodos de quince minutos. Un día normal tiene 96 periodos de negociación. Es una precisión importante porque todavía hablamos habitualmente de “precios horarios”, aunque el mercado actual ya tiene una resolución temporal mayor.
El mecanismo básico es relativamente sencillo. Los productores presentan ofertas indicando cuánta energía están dispuestos a vender y a qué precio. Los compradores hacen lo mismo desde el lado de la demanda.
Después entra en funcionamiento el algoritmo europeo de casación.
Simplificando, las ofertas de generación se ordenan desde las más baratas hasta las más caras. Se van aceptando hasta cubrir la energía demandada. La última oferta necesaria determina el precio marginal.
Ahí está una de las claves del mercado eléctrico.
Una instalación que haya ofertado a 10 €/MWh puede terminar cobrando 60 €/MWh si la última central necesaria para cubrir la demanda ha ofertado a ese precio.
El precio ofertado no es el coste total de producir electricidad
Existe otra confusión habitual. Una central no tiene por qué ofertar al mercado el coste medio total de producir electricidad durante toda su vida útil.
Una planta fotovoltaica ha necesitado inversión, financiación, mantenimiento, suelo e infraestructuras. Sin embargo, una vez construida, producir un MWh adicional cuando hay sol tiene un coste marginal muy reducido.
Con la eólica ocurre algo parecido.
Una central de ciclo combinado se encuentra en una situación diferente. Para generar necesita combustible, soporta determinados costes variables y debe asumir el coste de las emisiones de CO₂.
También existen tecnologías que valoran otros factores. Una hidráulica puede decidir reservar agua para un momento futuro en que resulte más valiosa. Una central térmica puede considerar el coste que supone parar y volver a arrancar.
Por eso, el precio ofertado refleja fundamentalmente cuánto exige el productor para generar ese MWh en ese momento, no cuánto ha costado construir toda la instalación.
Y aquí empezamos a entender cómo podemos llegar a cero.
¿Cómo puede valer la electricidad cero euros?
Imaginemos un mediodía de primavera. Hay mucho sol, bastante viento, abundante producción hidráulica y una demanda moderada.
Una enorme cantidad de electricidad puede entrar al mercado a precios muy bajos.
Si toda la demanda puede cubrirse con ofertas realizadas a cero euros o por debajo, ya no resulta necesario aceptar una central que haya ofertado a 40, 60 o 100 €/MWh.
La oferta marginal puede quedar exactamente en:
0 €/MWh.
Eso no significa que producir electricidad sea gratis.
Significa algo mucho más concreto: en ese periodo existe suficiente generación dispuesta a producir sin exigir un precio positivo en el mercado diario para cubrir la demanda existente.
La diferencia es fundamental.
Y entonces ocurre lo aparentemente imposible
Ahora llevemos el ejemplo un poco más lejos.
Supongamos que existen tantos productores interesados en permanecer funcionando que incluso las ofertas realizadas a cero son demasiadas.
Algunos agentes pueden decidir ofertar:
−1 €/MWh.
−5 €/MWh.
Incluso precios inferiores.
La pregunta resulta inevitable: ¿por qué alguien estaría dispuesto a pagar por producir?
Porque detener una instalación también puede costar dinero. Puede implicar un arranque posterior, pérdida de ingresos asociados a otros contratos, restricciones técnicas o determinados costes de oportunidad.
Si parar una instalación cuesta 20.000 euros y permanecer funcionando durante unas horas implica perder 5.000, económicamente puede ser preferible continuar.
El comportamiento deja entonces de resultar tan absurdo.
Las propias reglas del mercado contemplan expresamente esta situación. Cuando el precio marginal es negativo, el vendedor puede tener que realizar un pago por la energía vendida, mientras que el comprador recibe el efecto económico correspondiente al precio negativo.
España cruzó por primera vez esa frontera en abril de 2024
Durante años, España conoció muchas horas con precios muy bajos o directamente iguales a cero. Pero el 1 de abril de 2024 ocurrió algo nuevo.
Por primera vez el mercado diario español registró precios negativos.
La CNMC confirmó posteriormente que abril de 2024 fue el primer mes de la historia del mercado diario ibérico con precios negativos, acompañados además de periodos prolongados con precios nulos o próximos a cero.
Durante tres horas consecutivas del 1 de abril, el precio español descendió a:
−0,01 €/MWh.
Puede parecer una cifra insignificante. Económicamente lo importante no eran esos pocos céntimos. Lo relevante era haber atravesado la frontera del cero.
El sistema estaba diciendo algo nuevo.
Qué ocurrió aquel 1 de abril
La situación no apareció de la nada.
España llegaba de varios días con condiciones muy favorables para la producción renovable. La borrasca Nelson había aportado viento y abundantes precipitaciones. La generación eólica e hidráulica era elevada.
Al mismo tiempo, el lunes 1 de abril era festivo en varias comunidades autónomas. La demanda era menor de la que cabría esperar en un lunes laboral ordinario.
La combinación era perfecta para hundir los precios:
mucha generación barata y relativamente poca demanda.
Pero nuestra investigación sobre las curvas oficiales de OMIE permite ir bastante más lejos.
Durante las tres horas negativas, había suficiente energía ofertada por debajo de cero para cubrir toda la energía que necesitaba casar el mercado.
Existían, además, varios miles de MWh ofertados exactamente a cero que quedaron fuera.
Dicho de una forma sencilla: hasta la electricidad ofrecida gratis resultaba demasiado cara para entrar en la casación.
Ahí se entiende realmente lo que significa un precio negativo.
Portugal nos proporciona otra pista
Todavía aparece otro detalle muy revelador.
Mientras España registraba −0,01 €/MWh, Portugal permanecía en 0 €/MWh.
¿Por qué no se exportó simplemente más electricidad española barata hacia el país vecino?
Porque la interconexión estaba saturada.
Durante las tres horas con precios negativos, España estaba utilizando el 100 % de la capacidad comercial disponible para exportar electricidad hacia Portugal.
Había energía barata y había un país vecino que podía recibirla, pero la infraestructura disponible ya no permitía aumentar el flujo.
El precio negativo estaba revelando, por tanto, algo más profundo: faltaba capacidad para absorber, almacenar o exportar toda aquella electricidad barata.
Los precios negativos no significan que sobren renovables
Sería fácil sacar una conclusión equivocada:
“Tenemos demasiadas renovables”.
No es eso.
Los precios negativos muestran que en determinados momentos existe más producción disponible que capacidad para aprovecharla económicamente.
La solución no consiste en frenar las renovables. Consiste en construir un sistema mucho más flexible.
Necesitamos almacenamiento, bombeo, demanda gestionable, vehículos eléctricos, electrificación industrial, producción de hidrógeno cuando tenga sentido económico y mejores interconexiones.
La energía que hoy parece sobrar durante unas horas puede hacernos falta pocas horas después.
Eso ocurrió precisamente aquel 1 de abril.
Después de permanecer en −0,01 €/MWh durante la tarde, el precio volvió a subir y llegó posteriormente a superar los 21 €/MWh.
Había cambiado la producción solar. Había cambiado la demanda. Y habían cambiado las tecnologías necesarias para equilibrar el sistema.
El verdadero reto de la transición energética consiste en trasladar energía desde los momentos de abundancia hacia los momentos de escasez.
Y aquí aparece Canarias
Hasta ahora hemos hablado de la Península.
Pero esta explicación resulta especialmente importante para Canarias.
Nuestros sistemas eléctricos son pequeños y aislados. No participan físicamente en el mercado eléctrico peninsular y tampoco pueden recurrir a Francia o Portugal cuando tienen excedentes.
En Canarias ya conocemos otro fenómeno relacionado: la energía renovable no integrable, es decir, producción potencial que el sistema no puede aprovechar en determinados momentos. Hemos analizado este problema anteriormente en Canarias Sostenible. Energía renovable no integrable: el dato incómodo de Canarias
Sin embargo, existe una diferencia esencial.
La Península puede encontrarse durante un determinado periodo con tanta electricidad barata que el precio caiga por debajo de cero, mientras Canarias puede estar simultáneamente quemando fuel o gasóleo para atender su demanda.
Son realidades eléctricas completamente distintas.
Y ahí aparece la cuestión regulatoria que analizamos recientemente al estudiar la modificación del Real Decreto 738/2015 y su impacto en Canarias.
Determinadas renovables canarias reciben una señal económica vinculada al mercado peninsular. Por tanto, un precio peninsular extremadamente bajo puede afectar a su retribución aunque en Canarias esa generación esté sustituyendo combustibles fósiles.
Ahora podemos entender mejor dónde está la anomalía.
El precio negativo peninsular no es absurdo. Lo extraño es trasladar esa señal económica a un sistema eléctrico que puede estar viviendo exactamente la situación contraria.
El precio negativo es una señal, no un fracaso
Los precios negativos van a acompañarnos cada vez más en sistemas eléctricos con mucha generación renovable.
No deberían interpretarse como una prueba de que la transición energética está equivocada. Son una señal de que necesitamos avanzar en la siguiente etapa.
Instalar renovables fue el primer gran desafío.
Ahora debemos aprender a integrarlas, almacenarlas y utilizar su energía cuando realmente está disponible.
En Canarias esta cuestión adquiere una importancia todavía mayor. Cada MWh renovable que conseguimos aprovechar puede evitar combustible importado, emisiones de CO₂ y parte del elevado coste de producir electricidad en nuestros sistemas aislados.
Por eso conviene comprender bien qué significa un precio negativo antes de convertirlo en argumento contra las renovables.
La electricidad no ha dejado de tener valor.
Lo que el mercado está diciendo es otra cosa: en ese instante concreto tenemos energía disponible, pero todavía no hemos construido suficiente flexibilidad para aprovecharla toda.
Y quizá esa sea una de las grandes preguntas de la transición energética que viene: no solo cuánta energía limpia somos capaces de producir, sino qué hacemos con ella cuando llega en abundancia.
¿Tú qué opinas? Te leo en los comentarios.
Álvaro Medina
Seudónimo editorial de la persona responsable de Canarias Sostenible.
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