La volatilidad de los precios de la electricidad durante un mismo día será cada vez más común en un sistema eléctrico que continúa aumentando la proporción de renovables. La generación con energía verde reduce los precios en las horas centrales cuando la demanda es baja, como ocurrió durante la Semana Santa y el lunes de Pascua, cuando se registró por primera vez un precio negativo por megavatio hora en el mercado mayorista. En contraste, cuando no hay suficientes recursos limpios o la demanda se eleva, la generación basada en ciclos combinados, complementada por la hidráulica, se convierte en la fuerza que eleva las tarifas hasta niveles excepcionales.
Las diferencias más marcadas se han dado en los últimos dos años, cuando la subida de los precios del gas elevó el coste en las horas de mayor demanda. La dispersión máxima alcanzó 281,45 euros, registrada el 10 de abril de 2022 a las seis de la tarde, cuando la electricidad costaba un euro, y a la una de la madrugada rozaba los 282 euros, según los registros de OMIE. Esa misma tendencia de volatilidad ha estado presente en años recientes, marcando cada día momentos de precios muy distintos entre la hora punta y las horas valle.
En 2022 la desviación entre precios diarios, medida como desviación típica, fue de 43,85 euros, muy por encima de las medias históricas. Entre 1998 y 2003 la desviación media rondaba 11,85 euros, y en el periodo 2013-2017 era de 13,73 euros, cifras que se obtienen a partir de datos históricos de OMIE. En los primeros meses de 2024, esa desviación se sitúa en 35,18 euros, manteniendo la idea de que los vaivenes pueden ser previsibles pero no dejan de sorprender a los mercados y a los consumidores.
La entrada de renovables modifica la formación de precios del mercado. Es una realidad que se aprecia ya y que seguirá marcando las pautas en los próximos años, según expertos y responsables del sector. En OMIE se realiza cada día una subasta, conocida como pool, donde los comercializadores y generadores se ponen de acuerdo sobre las ofertas para cada hora del día siguiente, basadas en estimaciones de demanda y en las capacidades de generación. Las tecnologías renovables son las más baratas porque su recurso es gratuito, y el único coste asociado es el mantenimiento de la infraestructura.
Cuando el viento empuja, el sol brilla o llueve sin que la demanda sea elevada, los precios suelen caer a mínimos. Eso ha ocurrido en el inicio del periodo actual, con precios horarios cercanos a cero en múltiples días. Pero cuando el consumo aumenta, y no hay suficiente apoyo de las renovables, el coste puede dispararse. Esa dinámica acaba afectando menos a los consumidores gracias a la reciente reformulación de la tarifa regulada, que se implementó a comienzos de año para moderar la volatilidad de las facturas. A la vez, la volatilidad golpea con más fuerza a los actores que venden y compran esa electricidad dentro de los mercados mayoristas.
Precios cero
¿Cómo puede un generador vender su producto a cero euros? ¿Qué sentido tiene no obtener beneficios? El director general de APPA Renovables explica que muchas renovables que ofertan a precio cero son instalaciones antiguas que cuentan con una retribución garantizada. Este fenómeno forma parte de lo que se conoce como RECORE, financiado desde los costes regulados del recibo de la luz, que garantiza una remuneración fija independientemente del precio de mercado. Para recibir ese dinero, estas instalaciones deben cumplir un mínimo de horas de operación al año, de modo que producir a cero no les resulta una pérdida, sino una estrategia de seguridad de ingresos.
Probablemente cuando cesen esas ayudas, dejarán de cobrar a cero euros. Esa realidad explica, en parte, por qué algunas plantas nucleares han reducido su capacidad reciente; la falta de flexibilidad para arrancar y detenerse rápidamente les obliga a ofertar a cero, aunque tienen costes, lo que las lleva a desconectarse si no les compensa. El análisis de mercado señala que la bajada de producción se vincula a estrategias comerciales de las grandes empresas, que prefieren obtener ingresos al comprar electricidad en el mercado a cero euros mediante su propia comercializadora, en lugar de perder al venderla desde la generadora. A la larga, incluso si un mes no generan mucho, tres meses pueden generar beneficios significativos para estas firmas.
En este escenario, el almacenamiento emerge como una pieza clave. La volatilidad puede intensificarse si la potencia eólica y solar sigue creciendo a ritmos acelerados, mientras la demanda no responde con la misma velocidad. La solución pasa por guardar energía durante las horas de máxima producción y baja demanda para liberarla en momentos de mayor consumo. Los expertos señalan que las baterías juegan ese papel fundamental y que, a largo plazo, las centrales de bombeo podrían complementar esa función cuando la demanda supere a la producción renovable durante periodos prolongados.
La perspectiva de mercado también apuesta por el desarrollo de mercados de capacidad. Las centrales de ciclo combinado actúan como estabilizadores: generan cuando las condiciones no acompañan a las renovables y se detienen cuando el viento o el sol están de su lado. Este esquema eleva los costes de operación y mantenimiento, pero garantiza ingresos solo cuando se utilizan, algo que, para muchos operadores, sostiene la viabilidad económica a largo plazo.
Aunque la reforma del mercado eléctrico de años anteriores dejó abierto el camino para una revisión en 2026, es poco probable que cambie de forma radical el modelo actual antes de esa fecha. Si más países adoptan grandes cuotas de renovables, podrían volverse necesarias nuevas piezas del sistema para garantizar la seguridad del suministro y la sostenibilidad económica. En ese marco, la discusión pública sobre subastas y precios regulados continúa, con voces que insisten en que las estructuras de apoyo deben evolucionar para equilibrar el impulso renovable y la estabilidad de precios.
La idea compartida por dirigentes y expertos es clara: la transición ecológica, por sí sola, no basta si no se cuida la eficiencia del mercado y la capacidad de almacenamiento. La nota de cautela llega de voces políticas que insisten en que la transición debe acompañarte con reformas que protejan a productores y consumidores, sin sacrificar la fiabilidad del sistema. En el complejo panorama energético, la mirada estratégica se centra en equilibrar la producción renovable con herramientas de regulación, inversión en infraestructura y mecanismos de almacenamiento que permitan afrontar mejor las volatilidades del futuro.