En los últimos meses, los precios negativos de la electricidad se han colado en las noticias energéticas de España, generando confusión y escepticismo entre los consumidores. ¿Cómo puede ser que los productores paguen por vender su energía? ¿Y por qué esos precios negativos no se notan en el recibo de casa? La clave está en cómo funciona el mercado mayorista, en el auge de las renovables y en los límites estructurales del sistema eléctrico. Este fenómeno refleja tanto el éxito de la transición verde como los retos de un modelo aún poco flexible.
¿Por qué se producen los precios negativos de la energía?
Los precios negativos de la electricidad se dan cuando la producción de renovables cubren gran parte de la demanda. Y se producen por el sistema marginalista que se utiliza en la formación de precios en las subastas diarias. El precio final queda fijado para cada una de las 24 horas del día siguiente con el último precio que se necesita para cubrir la demanda. Si por ejemplo, el último MWh se cubre con el precio de producción de un ciclo combinado, que suele ser de los más caros por tipo de energía, toda la producción eléctrica de ese tramo se remunera a ese precio, aunque al principio de la subasta se cubra con energía renovable mucho más barata. Si la demanda de una hora se cubre con renovable, obliga al resto de fuentes de energía a entrar en el sistema a precios bajos por debajo del coste de producción. Para entenderlo claramente, cuando los precios son negativos esto implica que los productores inyectan su electricidad a la red a pérdidas.
¿Por qué una compañía eléctrica haría algo así?
La razón es técnica. Empresas como las hidráulicas, las nucleares y las plantas térmicas de ciclo combinado tendrían que pagar todavía más si detuvieran la producción y reiniciarla. Entregar la energía por debajo del coste de producción, suele ser más barato que parar el proceso de generación. También cabe destacar que muchas de estas empresas no pueden retirarse sin permiso de Red Eléctrica y, por lo tanto, prefieren seguir inyectando perdiendo dinero en un momento determinado que asumir penalizaciones o perder imagen de fiabilidad como proveedor.
En segunda instancia está el hecho de que muchos productores, particularmente los renovables tienen contratos garantizados y primas reguladas. Es decir, ellas inyectan en el pool la energía y luego reciben el dinero bien por el contrato productor-comprador o bien por subsidio. Esto permite al comprador y al productor tener precios estables y predecibles y no estar expuestos al spot. Entonces puede darse el caso de que una planta solar pague dinero por inyectarlo a la red pero gane más dinero porque el contrato sea superior.
¿Significa que el consumidor tiene la electricidad gratis?
No, en ningún caso. Los precios negativos se dan en el 'pool eléctrico' es decir, el lugar donde se negocian los precios de la electricidad a grandes consumidores y mayoristas. Y es muy complicado que lleguen a los consumidores, aunque indirectamente se nota en la factura con un recibo más barato, pero no en todos los casos. Los usuarios pueden contratar la luz en el mercado libre o el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). En el primero, las comercializadores fijan los precios con libertad, mientras que PVPC, el mercado regulado está expuesto directamente a los precios mayoristas y, en este momento, a los precios negativos. Según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, solo el 30% de los consumidores tienen contrato regulado. Aunque el PVPC puede ofrecer precios competitivos en ciertos periodos, su naturaleza variable requiere que los consumidores estén atentos a las fluctuaciones del mercado. Para aquellos que prefieren estabilidad en sus facturas, las tarifas del mercado libre pueden ser una opción más adecuada.
Además, es muy complicado que los precios negativos se trasladen a la factura. Primero porque solo se dan en determinadas horas del día, como mucho entre ocho o nueve horas, durante el resto del día los precios están en positivo. A ello hay que unirle que en la factura final del consumidor se incluyen impuestos, transporte, márgenes de la comercializadora y servicios de ajuste. Esto último es el coste de Red Eléctrica para estabilizar la oferta y la demanda e impedir, por ejemplo, un apagón. Un ejemplo claro es el coste por inyectar gas. Aunque no sea totalmente necesario, se utiliza para poder equilibrar la oferta y la demanda en caso de un cambio brusco.
Según la OCU el propio coste de la energía, que representa el pool, supone aproximadamente entre el 30% y 35% de una factura de la luz para un consumidor doméstico. La partida más grande, que puede representar el 45%, son los peajes de acceso y cargos regulados. Esto incluye desde el transporte, distribución y otros gastos necesarios para el suministro eléctrico. Un 20-25% se va en impuestos y solo queda ya un margen de comercialización de entre 5-10% para la empresa. Esos precios negativos pueden aliviar una factura, pero nunca va a hacer que el recibo se acerque a cero.
¿Pero los consumidores se benefician de los precios de la electricidad?
Sí, pero de forma indirecta. Según la CNMC el 60% de los hogares de España disponen de un contrato en el mercado libre. Es decir, que se llega a un acuerdo de suministro con las comercializadoras privadas sin estar expuestas al pool directamente. De hecho muchos de estos consumidores tienen precios pactados durante un año o más.
Según la encuesta de la institución el 34% de los españoles tienen tarifas con un precio diario, es decir, una tarifa fija, el 16,6% una con dos o tres tramos diarios y solo el 9,4% tenían tarifas con precios distintos a cada hora, es decir, indexadas al pool. Está expuesto sí, pero parcialmente (dado que el pool es una pequeña parte) y además puede o no adaptarse al precio por horas según el contrato del consumidor.
¿Los precios negativos de la electricidad son una situación particular de España?
No, los precios negativos ocurren en los mercados europeos y en muchos avanzados como en varios de EEUU. Esto se da en los mercados con mayor cantidad de energías renovables que, al ser más baratas y poca capacidad de gestión flexible provocan lo que es un desequilibrio del sistema, al aportar más energía de la que se demanda.
En España, de hecho, hay menos precios negativos que en países más expuestos a las energías verdes como son Alemania y Dinamarca. La energía eólica y solar aportaron a Alemania un 40% de su mix energético en 2024. España está también en una situación similar pero con unas cifras algo más bajas. El país ibérico en 2024 tuvo un 23,2% de eólica y un 17% de solar. En Alemania y Francia los precios han llegado a bajar de -100 euros por MWh.
¿Qué impacto tienen los precios negativos en el autoconsumo?
En el autoconsumo es donde el consumidor puede sentir en su propia factura el poder de los precios negativo, pero para mal. En muchas instalaciones de autoconsumo hay un mecanismo de compensación. Cuando produce de más el usuario puede recibir una compensación por dar al mercado ese exceso. Según la consultora Selectra, las compañías suelen pagar por los excedentes de autoconsumo entre 0,05 por kilovatio hora y 0,10 euros por kilovatio hora.
Cuando los precios son negativos la compensación se vuelve nula o incluso se tiene que pagar. La situación más normal es la primera, pero cuando el autoconsumidor no está acogido a una compensación simplificada (es decir, no hay comercializadora de por medio sino que inyecta a la red directamente) ya sí se ven afectados. Esto más que a usuarios afecta a empresas, que son las mayores representantes del autoconsumo. También ocurre con usuarios domésticos concretos pero son la excepción.
Según un análisis de G-advisory, entre el 23% y el 27% de la energía generada por plantas fotovoltaicas acogidas al régimen específico no computa a efectos de retribución en 2024 debido a precios negativos o cero. Esto se debe a una modificación normativa que excluye las horas con precios negativos o cero durante seis o más horas consecutivas del cálculo de la retribución a la inversión.
¿Tienen algún aspecto negativo los precios negativos?
Afectan directamente a la inversión del propio sistema eléctrico. Tanto a la red como a los productores. Víctor Aragonés Martínez, Senior Consultant y Product Owner de Onesait Flexibility, explica que "los precios negativos, si bien son coyunturales, muestran un claro desequilibrio entre oferta y demanda de la red", que afecta al desarrollo de las fuentes renovables como al mantenimiento de las energías tradicionales. ¿Para qué invertir en sistema de producción deficitarios o que ofrezcan baja rentabilidad?
Desde Clou Global, por su parte, ponen como ejemplo cuando en Europa hubo 301 horas consecutivas de precios negativos en 2023 en mercados clave como Alemania. En consecuencia las empresas sufrieron. "Las plantas de gas perdieron un 22% de rentabilidad y EDF reportó pérdidas de 300 millones de euros solo en plantas nucleares que operaban a precios negativos". En ese sentido, "la volatilidad de los ingresos complica acuerdos de compras de energía y, (contra intuitivamente) hace que los compradores corporativos) exijan cada vez más.
En resumen, el sistema necesita una infraestructura que se vaya renovando y que las empresas gasten dinero en mantenerlas a punto. La realidad es que unos precios negativos recurrentes pueden hacer que su negocio no sea rentable. En consecuencia, las firmas del sector tendrán menos incentivos para gastar más en esto y aumenta el riesgo de seguridad de suministro.
