{"id":20716,"date":"2026-07-21T09:44:54","date_gmt":"2026-07-21T07:44:54","guid":{"rendered":"https:\/\/hayaenergy.com\/?p=20716"},"modified":"2026-07-22T15:53:40","modified_gmt":"2026-07-22T13:53:40","slug":"blog_2026_precios_negativos_de_la_electricidad","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/hayaenergy.com\/es\/blog_2026_precios_negativos_de_la_electricidad\/","title":{"rendered":"Precios negativos de la electricidad en Europa: \u00bfpor qu\u00e9 reaccionan de forma diferente los mercados?"},"content":{"rendered":"

1. Precios negativos de la electricidad: un fen\u00f3meno cada vez m\u00e1s habitual<\/span><\/h2>\n

 <\/p>\n

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 energ\u00eda en la red. No obstante, la producci\u00f3n puede seguir siendo econ\u00f3micamente viable cuando las centrales est\u00e1n sujetas a altos costes debido a actividades de parada y reanudaci\u00f3n, limitaciones t\u00e9cnicas operativas, o cuando los ingresos contractuales y de ayudas son suficientes para compensar los precios negativos del mercado.<\/p>\n

Los precios negativos de la electricidad han pasado de ser fen\u00f3menos ocasionales a convertirse en una caracter\u00edstica estructural de los mercados el\u00e9ctricos europeos. Sin embargo, su frecuencia y profundidad var\u00edan considerablemente entre pa\u00edses. Francia, Alemania y Espa\u00f1a demuestran que la penetraci\u00f3n de las renovables por s\u00ed sola no determina el resultado del mercado: los incentivos para los productores y la flexibilidad del sistema son igualmente importantes.<\/p>\n

2. \u00bfPor qu\u00e9 los precios de la electricidad bajan por debajo de cero?<\/span><\/h2>\n

 <\/p>\n

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.<\/p>\n

El punto de partida suele ser la combinaci\u00f3n de una demanda baja y una producci\u00f3n renovable alta. La demanda suele ser menor los fines de semana, festivos y durante los meses templados de primavera, mientras que la generaci\u00f3n solar alcanza su punto m\u00e1ximo alrededor del mediod\u00eda. Las condiciones de viento fuerte pueden aumentar a\u00fan m\u00e1s la oferta.<\/p>\n

A medida que aumenta la producci\u00f3n renovable, la demanda residual de plantas convencionales disminuye considerablemente. En algunas horas, la generaci\u00f3n solar y e\u00f3lica puede cubrir la mayor parte de la demanda, empujando los precios hacia cero.<\/p>\n

Sin embargo, no todos los generadores pueden ajustar su producci\u00f3n r\u00e1pidamente. Por ejemplo, las centrales nucleares, de carb\u00f3n y t\u00e9rmicas est\u00e1n sujetas a niveles m\u00ednimos de generaci\u00f3n, restricciones t\u00e9cnicas y costes significativos de parada y reanudaci\u00f3n. En consecuencia, una planta puede preferir seguir operando y ofrecer un precio negativo si detener la producci\u00f3n resultar\u00eda m\u00e1s costoso.<\/p>\n

Del mismo modo, la producci\u00f3n 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 remuneraci\u00f3n durante periodos prolongados de precios negativos.<\/p>\n

Los precios negativos se agravan cuando el excedente de electricidad no puede exportarse ni absorberse debido a que la capacidad de interconexi\u00f3n est\u00e1 saturada, las restricciones internas de la red limitan los flujos de energ\u00eda 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.<\/p>\n

3. M\u00e1s horas negativas, pero no los mismos precios negativos<\/span><\/h2>\n

 <\/p>\n

\"Evolution<\/p>\n

    \n
  • Evoluci\u00f3n desde 2023<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n

    El aumento de la frecuencia de los precios negativos de la electricidad es claramente visible en Francia, Alemania y Espa\u00f1a. Francia aument\u00f3 de 147 horas con precios negativos en 2023 a 513 horas en 2025, mientras que Alemania subi\u00f3 de 300 horas a 572 horas. Espa\u00f1a experiment\u00f3 el cambio m\u00e1s significativo, sin registrar horas negativas en 2023, 253 en 2024 y 556 en 2025.<\/span><\/p>\n

    Sin embargo, la frecuencia por s\u00ed sola no refleja la gravedad del fen\u00f3meno. Esto fue especialmente evidente en 2025, cuando Alemania y Espa\u00f1a registraron casi el mismo n\u00famero de horas negativas (572 y 556, respectivamente), pero con niveles de magnitud muy diferentes. El precio m\u00ednimo en Alemania fue de -250,3\u20ac\/MWh, con 13 horas por debajo de -100\u20ac\/MWh. En cambio, el precio m\u00ednimo de Espa\u00f1a fue de solo -15,0\u20ac\/MWh. Francia tambi\u00e9n super\u00f3 las 500 horas negativas, pero su precio m\u00ednimo se situ\u00f3 en -118,0\u20ac\/MWh.<\/p>\n

      \n
    • Aceleraci\u00f3n durante la primera mitad de 2026<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n

      La primera mitad de 2026 destac\u00f3 estas diferencias, aunque la aceleraci\u00f3n no fue uniforme. A finales de junio, Espa\u00f1a ya hab\u00eda superado su total anual de 2025, alcanzando 639 horas de precios negativos. Francia acumul\u00f3 407 horas, equivalente a alrededor del 9% del total de horas durante el periodo, mientras que Alemania registr\u00f3 aproximadamente 227 horas.<\/p>\n

      Por tanto, la distinci\u00f3n entre frecuencia y nivel de los precios negativos es esencial: Espa\u00f1a destaca por el n\u00famero de horas de precios negativos, mientras que Francia y Alemania han experimentado m\u00ednimos de precios considerablemente m\u00e1s bajos. Los acontecimientos del 1 de mayo de 2026 ofrecen un ejemplo especialmente claro de por qu\u00e9 unas condiciones de mercado comparables pueden producir resultados tan diferentes.<\/p>\n

      4. Mismas condiciones, se\u00f1ales de precio diferentes: 1 de mayo de 2026<\/span><\/h2>\n

       <\/p>\n

      El 1 de mayo de 2026, Espa\u00f1a, Francia y Alemania se enfrentaron a condiciones de mercado en l\u00edneas generales comparables. Era festivo en los tres pa\u00edses, la demanda el\u00e9ctrica era menor de lo habitual y la generaci\u00f3n solar fue elevada durante las horas centrales del d\u00eda. A pesar de estas similitudes, los precios fueron significativamente diferentes.<\/p>\n

      El precio m\u00ednimo de Espa\u00f1a se mantuvo cerca de cero, mientras que Alemania cay\u00f3 a unos -250\u20ac\/MWh y Francia se acerc\u00f3 a -500\u20ac\/MWh. La comparaci\u00f3n ilustra c\u00f3mo los esquemas de remuneraci\u00f3n, la flexibilidad en la generaci\u00f3n, la capacidad de interconexi\u00f3n y el comportamiento de los productores influyen en profundidad la magnitud de los precios negativos.<\/p>\n

      Espa\u00f1a: mayor exposici\u00f3n a la se\u00f1al del mercado<\/strong><\/p>\n

      El perfil de precios de Espa\u00f1a est\u00e1 cada vez m\u00e1s marcado por la energ\u00eda solar fotovoltaica, lo que genera un marcado m\u00ednimo al mediod\u00eda seguido de un r\u00e1pido aumento de los precios durante la tarde\/noche. A medida que aumenta la generaci\u00f3n fotovoltaica, la demanda residual que otras tecnolog\u00edas cubren disminuye, empujando los precios hacia cero. Tras la puesta de sol, el sistema debe sustituir la producci\u00f3n solar en un corto periodo, aumentando la contribuci\u00f3n de la energ\u00eda hidroel\u00e9ctrica, las turbinas de gas de ciclo combinado y las importaciones, y ampliando la diferencia entre los precios del mediod\u00eda y de la tarde.<\/p>\n

      Sin embargo, la caracter\u00edstica m\u00e1s relevante del mercado espa\u00f1ol no es simplemente el tama\u00f1o de su parque solar, sino la exposici\u00f3n de muchos productores a los precios del mercado mayorista. Una parte significativa de la generaci\u00f3n fotovoltaica se vende directamente en el mercado o opera bajo PPAs, lo que da a los productores un mayor incentivo para reducir su posici\u00f3n en el mercado cuando los precios se vuelven negativos.<\/p>\n

      \"Spain's<\/p>\n

      \"Spain's<\/p>\n

      Los gr\u00e1ficos del 1 de mayo ilustran este comportamiento. El gr\u00e1fico de precios muestra una ca\u00edda pronunciada durante las horas centrales del d\u00eda, mientras que el gr\u00e1fico de mix de generaci\u00f3n indica que la producci\u00f3n fotovoltaica en el mercado disminuy\u00f3 durante los periodos de precios m\u00e1s bajos y volvi\u00f3 a aumentar a medida que los precios se recuperaban. Por tanto, el perfil de producci\u00f3n no sigui\u00f3 una curva solar puramente f\u00edsica. Aunque parte de esta variaci\u00f3n puede reflejar factores de previsi\u00f3n, equilibrio u operativos, es coherente con cierto grado de respuesta a la se\u00f1al de precio mayorista.<\/p>\n

      Esta respuesta pudo haber contribuido a contener la ca\u00edda de precios: la media diaria se mantuvo positiva en 57,9\u20ac\/MWh, mientras que el precio m\u00ednimo al cuarto de hora fue solo de \u20132,1 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

      La limitada capacidad de interconexi\u00f3n de Espa\u00f1a con Francia tambi\u00e9n reduce la transmisi\u00f3n de los movimientos de precios m\u00e1s extremos de Europa Central hacia la Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica. Como resultado, Espa\u00f1a suele registrar muchas horas cerca de cero o moderadamente negativas, pero menos episodios de precios negativos excepcionalmente bajos.<\/p>\n

        \n
      • Francia: mix generacional relativamente inflexible<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n

        En Francia, los incentivos a los productores tambi\u00e9n influyeron en el resultado del mercado. El marco de ayudas franc\u00e9s distingue entre instalaciones expuestas a incentivos de mercado y plantas que operan bajo contratos hist\u00f3ricos de obligaci\u00f3n 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 energ\u00eda renovable a la tarifa establecida en las decisiones ministeriales) vende su electricidad en el mercado. Esto puede reducir la motivaci\u00f3n para recortar la producci\u00f3n cuando los precios spot caen bruscamente.<\/p>\n

        Las reformas recientes buscan aumentar la capacidad de respuesta de la generaci\u00f3n renovable subvencionada mediante la introducci\u00f3n de requisitos de restricci\u00f3n o la suspensi\u00f3n de la remuneraci\u00f3n durante periodos de precios negativos. Sin embargo, el parque de generaci\u00f3n existente sigue incluyendo instalaciones que operaban bajo acuerdos anteriores.<\/p>\n

        \"France's<\/p>\n

        \"France's<\/p>\n

        Los gr\u00e1ficos del 1 de mayo ilustran c\u00f3mo estas caracter\u00edsticas afectaron al mercado franc\u00e9s. Francia entr\u00f3 en la jornada con una alta disponibilidad nuclear, una producci\u00f3n solar creciente y una demanda particularmente d\u00e9bil. El gr\u00e1fico de mix de generaci\u00f3n muestra que la producci\u00f3n nuclear se redujo aproximadamente 10 GWh durante las horas centrales. No obstante, el ajuste fue insuficiente para compensar el perfil de producci\u00f3n combinado cuando la demanda era particularmente d\u00e9bil.<\/p>\n

        El contraste con Espa\u00f1a es especialmente visible en el perfil solar. La generaci\u00f3n fotovoltaica francesa se mantuvo mucho m\u00e1s cerca de su curva de producci\u00f3n f\u00edsica prevista, alcanzando su m\u00e1ximo durante las horas centrales a pesar de la fuerte ca\u00edda de precios. La generaci\u00f3n nuclear s\u00ed respondi\u00f3, pero no lo suficiente para evitar un resultado excepcional en el mercado.<\/p>\n

        El precio medio diario cay\u00f3 a -41,4\u20ac\/MWh, mientras que el precio m\u00ednimo en varios periodos de cuarto de hora se acercaban a -500\u20ac\/MWh.<\/p>\n

          \n
        • Alemania: alta penetraci\u00f3n de renovables y amplios esquemas de apoyo<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n

          Alemania combina uno de los mayores parques e\u00f3licos y solares de Europa con una estructura de generaci\u00f3n altamente descentralizada. Las instalaciones fotovoltaicas en tejados son especialmente relevantes, y muchas plantas peque\u00f1as responden de forma menos directa a los precios mayoristas que los grandes activos gestionados por actores profesionales del mercado.<\/p>\n

          Hist\u00f3ricamente, el marco EEG (Ley de Energ\u00edas Renovables) apoyaba una gran proporci\u00f3n de generaci\u00f3n renovable mediante feed-in tariffs y primas de mercado. Aunque las centrales de mayor tama\u00f1o comercializan cada vez m\u00e1s su electricidad directamente y asumen una mayor responsabilidad de equilibrio, los acuerdos de ayudas a\u00fan pueden reducir su exposici\u00f3n al precio spot. Las reformas recientes est\u00e1n reforzando la capacidad de control remoto y limitando la remuneraci\u00f3n por nuevas instalaciones durante periodos de precios negativos, pero la flota heredada con ayudas sigue siendo significativa.<\/p>\n

          La amplia capacidad de interconexi\u00f3n de Alemania normalmente proporciona una importante v\u00eda para el excedente de electricidad. Sin embargo, este beneficio se reduce cuando los pa\u00edses vecinos experimentan condiciones similares de viento, sol y demanda. La congesti\u00f3n interna de la red tambi\u00e9n puede impedir que la electricidad circule libremente desde las zonas de abundante generaci\u00f3n hacia los centros de consumo.<\/p>\n

          \"Germany's<\/p>\n

          \"Germany's<\/p>\n

          Los gr\u00e1ficos del 1 de mayo ilustran que la producci\u00f3n fotovoltaica alemana se mantuvo cerca de su perfil de producci\u00f3n f\u00edsica esperado, alcanzando niveles elevados durante las horas centrales sin la reducci\u00f3n observada en Espa\u00f1a. Al mismo tiempo, la baja demanda y las condiciones similares en mercados vecinos limitaron la capacidad del sistema para absorber o exportar la generaci\u00f3n excedente.<\/p>\n

          Como se muestra en el gr\u00e1fico de precios, los precios cayeron bruscamente durante las horas centrales, aunque la media diaria se mantuvo positiva en 21,0\u20ac\/MWh. El precio m\u00ednimo cada cuarto de hora alcanz\u00f3 aproximadamente -250,0\u20ac\/MWh en varios periodos de cuarto de hora a medio d\u00eda<\/span>, lo que ilustra que una interconexi\u00f3n extensa por s\u00ed sola no puede evitar precios profundamente negativos cuando los mercados vecinos tambi\u00e9n tienen un exceso de oferta y parte de la generaci\u00f3n responde solo d\u00e9bilmente a la se\u00f1al de precio mayorista.<\/p>\n

            \n
          • Lo que revela la comparaci\u00f3n<\/strong><\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n\n\n\n\n
            1 de mayo de 2026<\/strong><\/td>\nEspa\u00f1a<\/strong><\/td>\nFrancia<\/strong><\/td>\nAlemania<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n
            Precio medio diario<\/strong><\/td>\n57,87\u20ac\/MWh<\/td>\n-41,39\u20ac\/MWh<\/td>\n21,00\u20ac\/MWh<\/td>\n<\/tr>\n
            Precio m\u00ednimo en un cuarto de hora<\/strong><\/td>\nc.0,00\u20ac\/MWh<\/td>\nc.\u2013500,00\u20ac\/MWh<\/td>\naprox.-250,00\u20ac\/MWh<\/td>\n<\/tr>\n
            Modulaci\u00f3n solar visible<\/strong><\/td>\nRelativamente fuerte<\/td>\nLimitada<\/td>\nLimitada<\/td>\n<\/tr>\n
            Principales factores diferenciadores<\/strong><\/td>\nExposici\u00f3n al mercado; Interconexi\u00f3n limitada<\/td>\nMix con fuerte contenido nuclear; Acuerdos de ayudas heredados<\/td>\nGeneraci\u00f3n descentralizada; heredado del EEG; Restricciones de la red<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

            La comparaci\u00f3n demuestra que la penetraci\u00f3n de las renovables por s\u00ed sola no determina la gravedad de los precios negativos. Espa\u00f1a, Francia y Alemania experimentaron condiciones similares de amplias dimensiones, pero sus activos de generaci\u00f3n e incentivos a los productores reaccionaron de forma diferente. La mayor exposici\u00f3n del mercado espa\u00f1ol foment\u00f3 una modulaci\u00f3n fotovoltaica m\u00e1s visible y limit\u00f3 la profundidad del m\u00ednimo de los precios. En Francia, la generaci\u00f3n nuclear redujo su producci\u00f3n, pero no lo suficiente para compensar la fuerte producci\u00f3n solar y la d\u00e9bil demanda. En Alemania, la generaci\u00f3n descentralizada, los mecanismos de apoyo heredados y las limitaciones de red contribuyeron a un perfil de producci\u00f3n menos reactivo.<\/p>\n

            Por lo tanto, los precios negativos revelan algo m\u00e1s que un excedente temporal de electricidad. Muestran la eficacia con la que cada mercado convierte una se\u00f1al de precios en una respuesta operativa.<\/p>\n

            5. Los precios negativos revelan el valor de la flexibilidad<\/span><\/h2>\n

             <\/p>\n

            Los precios negativos se est\u00e1n convirtiendo cada vez m\u00e1s en una se\u00f1al de valoraci\u00f3n para la flexibilidad, m\u00e1s que en un simple indicador de desequilibrio del mercado. Generan oportunidades para que las bater\u00edas, la respuesta a la demanda, la agregaci\u00f3n y la generaci\u00f3n flexible absorban la electricidad cuando abunda y liberen o reduzcan el consumo cuando los precios se recuperen.<\/p>\n

            Al mismo tiempo, exponen a los productores de energ\u00edas 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 producci\u00f3n se concentraen en horas con precios bajos o negativos. Por tanto, adquieren cada vez m\u00e1s importancia el precio capturado, el potencial de vertidos (curtailment) y los incentivos contractuales. Para los compradores, especialmente aquellos con PPAs, el perfil horario de generaci\u00f3n acordado y el perfil de consumo son tan relevantes como el precio de referencia acordado.<\/span><\/p>\n

            A medida que los diferenciales de precio intradiarios se ampl\u00edan, la flexibilidad se convertir\u00e1 en una fuente central de valor. Por tanto, los participantes del mercado deben mirar m\u00e1s all\u00e1 de los precios medios y evaluar cu\u00e1ndo se produce, consume y monetiza la electricidad.<\/p>\n

            Pablo Gandullo Romero<\/em><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

            1. Precios negativos de la electricidad: un fen\u00f3meno cada vez m\u00e1s 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. 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