1. Precios negativos de la electricidad: un fenómeno cada vez más habitual
Los precios negativos de la electricidad surgen cuando la oferta de electricidad supera la demanda, haciendo que el precio del mercado mayorista caiga por debajo de cero. Esto significa que los generadores expuestos al precio spot deben pagar para seguir inyectando energía en la red. No obstante, la producción puede seguir siendo económicamente viable cuando las centrales están sujetas a altos costes debido a actividades de parada y reanudación, limitaciones técnicas operativas, o cuando los ingresos contractuales y de ayudas son suficientes para compensar los precios negativos del mercado.
Los precios negativos de la electricidad han pasado de ser fenómenos ocasionales a convertirse en una característica estructural de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, su frecuencia y profundidad varían considerablemente entre países. Francia, Alemania y España demuestran que la penetración de las renovables por sí sola no determina el resultado del mercado: los incentivos para los productores y la flexibilidad del sistema son igualmente importantes.
2. ¿Por qué los precios de la electricidad bajan por debajo de cero?
Los precios negativos de la electricidad no significan que la electricidad no tenga valor en general. De hecho, indican que producir un megavatio hora adicional de electricidad en un lugar y momento concreto implica un coste para el sistema.
El punto de partida suele ser la combinación de una demanda baja y una producción renovable alta. La demanda suele ser menor los fines de semana, festivos y durante los meses templados de primavera, mientras que la generación solar alcanza su punto máximo alrededor del mediodía. Las condiciones de viento fuerte pueden aumentar aún más la oferta.
A medida que aumenta la producción renovable, la demanda residual de plantas convencionales disminuye considerablemente. En algunas horas, la generación solar y eólica puede cubrir la mayor parte de la demanda, empujando los precios hacia cero.
Sin embargo, no todos los generadores pueden ajustar su producción rápidamente. Por ejemplo, las centrales nucleares, de carbón y térmicas están sujetas a niveles mínimos de generación, restricciones técnicas y costes significativos de parada y reanudación. En consecuencia, una planta puede preferir seguir operando y ofrecer un precio negativo si detener la producción resultaría más costoso.
Del mismo modo, la producción renovable se mantiene cuando los ingresos provenientes de las subvenciones, certificados o acuerdos contractuales compensan un precio spot negativo. Sin embargo, los marcos de apoyo difieren considerablemente, y algunos nuevos esquemas suspenden o limitan la remuneración durante periodos prolongados de precios negativos.
Los precios negativos se agravan cuando el excedente de electricidad no puede exportarse ni absorberse debido a que la capacidad de interconexión está saturada, las restricciones internas de la red limitan los flujos de energía y el almacenamiento disponible o la respuesta a la demanda son insuficientes. En conjunto, estos factores determinan si los precios solo se acercan al cero o caen significativamente hasta valores negativos.
3. Más horas negativas, pero no los mismos precios negativos
- Evolución desde 2023
El aumento de la frecuencia de los precios negativos de la electricidad es claramente visible en Francia, Alemania y España. Francia aumentó de 147 horas con precios negativos en 2023 a 513 horas en 2025, mientras que Alemania subió de 300 horas a 572 horas. España experimentó el cambio más significativo, sin registrar horas negativas en 2023, 253 en 2024 y 556 en 2025.
Sin embargo, la frecuencia por sí sola no refleja la gravedad del fenómeno. Esto fue especialmente evidente en 2025, cuando Alemania y España registraron casi el mismo número de horas negativas (572 y 556, respectivamente), pero con niveles de magnitud muy diferentes. El precio mínimo en Alemania fue de -250,3€/MWh, con 13 horas por debajo de -100€/MWh. En cambio, el precio mínimo de España fue de solo -15,0€/MWh. Francia también superó las 500 horas negativas, pero su precio mínimo se situó en -118,0€/MWh.
- Aceleración durante la primera mitad de 2026
La primera mitad de 2026 destacó estas diferencias, aunque la aceleración no fue uniforme. A finales de junio, España ya había superado su total anual de 2025, alcanzando 639 horas de precios negativos. Francia acumuló 407 horas, equivalente a alrededor del 9% del total de horas durante el periodo, mientras que Alemania registró aproximadamente 227 horas.
Por tanto, la distinción entre frecuencia y nivel de los precios negativos es esencial: España destaca por el número de horas de precios negativos, mientras que Francia y Alemania han experimentado mínimos de precios considerablemente más bajos. Los acontecimientos del 1 de mayo de 2026 ofrecen un ejemplo especialmente claro de por qué unas condiciones de mercado comparables pueden producir resultados tan diferentes.
4. Mismas condiciones, señales de precio diferentes: 1 de mayo de 2026
El 1 de mayo de 2026, España, Francia y Alemania se enfrentaron a condiciones de mercado en líneas generales comparables. Era festivo en los tres países, la demanda eléctrica era menor de lo habitual y la generación solar fue elevada durante las horas centrales del día. A pesar de estas similitudes, los precios fueron significativamente diferentes.
El precio mínimo de España se mantuvo cerca de cero, mientras que Alemania cayó a unos -250€/MWh y Francia se acercó a -500€/MWh. La comparación ilustra cómo los esquemas de remuneración, la flexibilidad en la generación, la capacidad de interconexión y el comportamiento de los productores influyen en profundidad la magnitud de los precios negativos.
España: mayor exposición a la señal del mercado
El perfil de precios de España está cada vez más marcado por la energía solar fotovoltaica, lo que genera un marcado mínimo al mediodía seguido de un rápido aumento de los precios durante la tarde/noche. A medida que aumenta la generación fotovoltaica, la demanda residual que otras tecnologías cubren disminuye, empujando los precios hacia cero. Tras la puesta de sol, el sistema debe sustituir la producción solar en un corto periodo, aumentando la contribución de la energía hidroeléctrica, las turbinas de gas de ciclo combinado y las importaciones, y ampliando la diferencia entre los precios del mediodía y de la tarde.
Sin embargo, la característica más relevante del mercado español no es simplemente el tamaño de su parque solar, sino la exposición de muchos productores a los precios del mercado mayorista. Una parte significativa de la generación fotovoltaica se vende directamente en el mercado o opera bajo PPAs, lo que da a los productores un mayor incentivo para reducir su posición en el mercado cuando los precios se vuelven negativos.
Los gráficos del 1 de mayo ilustran este comportamiento. El gráfico de precios muestra una caída pronunciada durante las horas centrales del día, mientras que el gráfico de mix de generación indica que la producción fotovoltaica en el mercado disminuyó durante los periodos de precios más bajos y volvió a aumentar a medida que los precios se recuperaban. Por tanto, el perfil de producción no siguió una curva solar puramente física. Aunque parte de esta variación puede reflejar factores de previsión, equilibrio u operativos, es coherente con cierto grado de respuesta a la señal de precio mayorista.
Esta respuesta pudo haber contribuido a contener la caída de precios: la media diaria se mantuvo positiva en 57,9€/MWh, mientras que el precio mínimo al cuarto de hora fue solo de –2,1 €/MWh.
La limitada capacidad de interconexión de España con Francia también reduce la transmisión de los movimientos de precios más extremos de Europa Central hacia la Península Ibérica. Como resultado, España suele registrar muchas horas cerca de cero o moderadamente negativas, pero menos episodios de precios negativos excepcionalmente bajos.
- Francia: mix generacional relativamente inflexible
En Francia, los incentivos a los productores también influyeron en el resultado del mercado. El marco de ayudas francés distingue entre instalaciones expuestas a incentivos de mercado y plantas que operan bajo contratos históricos de obligación de compra. En virtud de algunos acuerdos heredados, los productores han estado tradicionalmente protegidos de los movimientos de precios mayoristas, mientras que el comprador obligado (EDF Obligation d’Achat – debe comprar la energía renovable a la tarifa establecida en las decisiones ministeriales) vende su electricidad en el mercado. Esto puede reducir la motivación para recortar la producción cuando los precios spot caen bruscamente.
Las reformas recientes buscan aumentar la capacidad de respuesta de la generación renovable subvencionada mediante la introducción de requisitos de restricción o la suspensión de la remuneración durante periodos de precios negativos. Sin embargo, el parque de generación existente sigue incluyendo instalaciones que operaban bajo acuerdos anteriores.
Los gráficos del 1 de mayo ilustran cómo estas características afectaron al mercado francés. Francia entró en la jornada con una alta disponibilidad nuclear, una producción solar creciente y una demanda particularmente débil. El gráfico de mix de generación muestra que la producción nuclear se redujo aproximadamente 10 GWh durante las horas centrales. No obstante, el ajuste fue insuficiente para compensar el perfil de producción combinado cuando la demanda era particularmente débil.
El contraste con España es especialmente visible en el perfil solar. La generación fotovoltaica francesa se mantuvo mucho más cerca de su curva de producción física prevista, alcanzando su máximo durante las horas centrales a pesar de la fuerte caída de precios. La generación nuclear sí respondió, pero no lo suficiente para evitar un resultado excepcional en el mercado.
El precio medio diario cayó a -41,4€/MWh, mientras que el precio mínimo en varios periodos de cuarto de hora se acercaban a -500€/MWh.
- Alemania: alta penetración de renovables y amplios esquemas de apoyo
Alemania combina uno de los mayores parques eólicos y solares de Europa con una estructura de generación altamente descentralizada. Las instalaciones fotovoltaicas en tejados son especialmente relevantes, y muchas plantas pequeñas responden de forma menos directa a los precios mayoristas que los grandes activos gestionados por actores profesionales del mercado.
Históricamente, el marco EEG (Ley de Energías Renovables) apoyaba una gran proporción de generación renovable mediante feed-in tariffs y primas de mercado. Aunque las centrales de mayor tamaño comercializan cada vez más su electricidad directamente y asumen una mayor responsabilidad de equilibrio, los acuerdos de ayudas aún pueden reducir su exposición al precio spot. Las reformas recientes están reforzando la capacidad de control remoto y limitando la remuneración por nuevas instalaciones durante periodos de precios negativos, pero la flota heredada con ayudas sigue siendo significativa.
La amplia capacidad de interconexión de Alemania normalmente proporciona una importante vía para el excedente de electricidad. Sin embargo, este beneficio se reduce cuando los países vecinos experimentan condiciones similares de viento, sol y demanda. La congestión interna de la red también puede impedir que la electricidad circule libremente desde las zonas de abundante generación hacia los centros de consumo.
Los gráficos del 1 de mayo ilustran que la producción fotovoltaica alemana se mantuvo cerca de su perfil de producción física esperado, alcanzando niveles elevados durante las horas centrales sin la reducción observada en España. Al mismo tiempo, la baja demanda y las condiciones similares en mercados vecinos limitaron la capacidad del sistema para absorber o exportar la generación excedente.
Como se muestra en el gráfico de precios, los precios cayeron bruscamente durante las horas centrales, aunque la media diaria se mantuvo positiva en 21,0€/MWh. El precio mínimo cada cuarto de hora alcanzó aproximadamente -250,0€/MWh en varios periodos de cuarto de hora a medio día, lo que ilustra que una interconexión extensa por sí sola no puede evitar precios profundamente negativos cuando los mercados vecinos también tienen un exceso de oferta y parte de la generación responde solo débilmente a la señal de precio mayorista.
- Lo que revela la comparación
| 1 de mayo de 2026 | España | Francia | Alemania |
| Precio medio diario | 57,87€/MWh | -41,39€/MWh | 21,00€/MWh |
| Precio mínimo en un cuarto de hora | c.0,00€/MWh | c.–500,00€/MWh | aprox.-250,00€/MWh |
| Modulación solar visible | Relativamente fuerte | Limitada | Limitada |
| Principales factores diferenciadores | Exposición al mercado; Interconexión limitada | Mix con fuerte contenido nuclear; Acuerdos de ayudas heredados | Generación descentralizada; heredado del EEG; Restricciones de la red |
La comparación demuestra que la penetración de las renovables por sí sola no determina la gravedad de los precios negativos. España, Francia y Alemania experimentaron condiciones similares de amplias dimensiones, pero sus activos de generación e incentivos a los productores reaccionaron de forma diferente. La mayor exposición del mercado español fomentó una modulación fotovoltaica más visible y limitó la profundidad del mínimo de los precios. En Francia, la generación nuclear redujo su producción, pero no lo suficiente para compensar la fuerte producción solar y la débil demanda. En Alemania, la generación descentralizada, los mecanismos de apoyo heredados y las limitaciones de red contribuyeron a un perfil de producción menos reactivo.
Por lo tanto, los precios negativos revelan algo más que un excedente temporal de electricidad. Muestran la eficacia con la que cada mercado convierte una señal de precios en una respuesta operativa.
5. Los precios negativos revelan el valor de la flexibilidad
Los precios negativos se están convirtiendo cada vez más en una señal de valoración para la flexibilidad, más que en un simple indicador de desequilibrio del mercado. Generan oportunidades para que las baterías, la respuesta a la demanda, la agregación y la generación flexible absorban la electricidad cuando abunda y liberen o reduzcan el consumo cuando los precios se recuperen.
Al mismo tiempo, exponen a los productores de energías renovables y a los compradores de electricidad a un mayor riesgo de perfil. Para los generadores, un precio medio anual de mercado alto no se traduce necesariamente en ingresos elevados si la producción se concentraen en horas con precios bajos o negativos. Por tanto, adquieren cada vez más importancia el precio capturado, el potencial de vertidos (curtailment) y los incentivos contractuales. Para los compradores, especialmente aquellos con PPAs, el perfil horario de generación acordado y el perfil de consumo son tan relevantes como el precio de referencia acordado.
A medida que los diferenciales de precio intradiarios se amplían, la flexibilidad se convertirá en una fuente central de valor. Por tanto, los participantes del mercado deben mirar más allá de los precios medios y evaluar cuándo se produce, consume y monetiza la electricidad.
Pablo Gandullo Romero
