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Primer día con precio mayorista negativo en España
11 de abril de 2024 · Península ibérica
Por primera vez en la historia del mercado eléctrico español, el precio mayorista de varias horas del día fue negativo, debido al exceso de generación renovable.
Qué pasó
El 11 de abril de 2024 marcó un hito en el mercado mayorista español: por primera vez desde su creación en 1998, el precio del mercado diario OMIE fue negativo en varias horas del día.
Durante las horas centrales (12:00-15:00), el precio cayó hasta -3 €/MWh. Esto significa que los productores pagaban a quienes consumían su electricidad para evitar tener que desconectar las plantas (las renovables tienen prioridad de despacho y desconectar implica perder la generación).
El día completo terminó con un precio medio de 6,49 €/MWh — uno de los más bajos de la historia. La combinación causal:
- Mucha generación solar fotovoltaica (más de 18 GW operativos para entonces).
- Generación eólica alta.
- Demanda baja (festivo en algunas comunidades, sin gran consumo industrial).
- Bombeo limitado (sin capacidad adicional para absorber el exceso).
Por qué pasó
El precio negativo ocurre cuando la oferta supera tanto a la demanda que algunos generadores prefieren pagar por seguir produciendo a parar (porque desconectar y volver a conectar tiene costes técnicos y, para renovables, simplemente pierdes producción que no se recupera).
Es un fenómeno común en mercados con alta penetración renovable (Alemania, Países Bajos, Dinamarca lo experimentan desde hace años). España estaba en su umbral de capacidad renovable suficiente para llegar a este punto.
Impacto inmediato
Para el consumidor:
- PVPC y tarifas indexadas: cobraron esos días en negativo el componente energético (aunque la factura final no es negativa por los costes fijos y los impuestos).
- Tarifas fijas: no se vieron beneficiadas (el precio fijo no baja por el día específico).
Para el sistema:
- Señal de que el mercado eléctrico necesita más almacenamiento (BESS, bombeo) para gestionar excesos.
- Aumento del incentivo a la flexibilidad de demanda: cargar VE, electrolizadores, calentar termo en horas negativas.
- Posible "curtailment" (recorte de generación renovable) si no se gestiona el exceso. Algunas instalaciones nuevas ya integran curtailment automático.
Consecuencias a medio y largo plazo
Tendencia futura: con el PNIEC 2030 prevé España >81 GW de solar y >62 GW de eólica para 2030 (frente a ~32 GW solar y ~32 GW eólica en 2024). Los precios negativos serán cada vez más frecuentes en horas centrales de primavera y verano.
La solución estructural pasa por desplegar masivamente almacenamiento (BESS, bombeo, hidrógeno verde como almacenamiento estacional) y flexibilizar la demanda. España necesita pasar de 6 GW de almacenamiento actuales a 22 GW en 2030 según PNIEC.