¿Cómo puede ser que, mientras en Alemania la luz se paga a –200 €/MWh, en España apenas baja de –15? Detrás de esta paradoja se esconden un suelo regulatorio invisible, incentivos opuestos para las renovables y una “isla energética” que actúa de dique. En las próximas líneas desgranamos la visión alemana de este fenómeno y adelantamos por qué, cuando España afloje el freno, las tarifas podrían vivir su propia revolución bajo cero.
Una diferencia llamativa que me ha intrigado durante un tiempo es: ¿por qué Alemania ha registrado precios eléctricos en el mercado diario extremadamente bajos (hasta –135 €/MWh en 2024 y cerca de –200 €/MWh más recientemente), mientras que en España los precios negativos han sido mucho más modestos, con un mínimo histórico de –15 €/MWh alcanzado hace muy poco?
¿Por qué deberían siquiera ser comparables los precios negativos?
La discrepancia sorprende más si consideramos que ambos países presentan niveles de implantación eólica y fotovoltaica muy similares. En un análisis muy simplista de las fuentes de energía más inflexibles (es decir, las no despachables o que deben funcionar de forma continua, como la nuclear), vemos incluso que España supera el 50 % de generación eléctrica en forma inflexible, bastante más que Alemania.
Con estas similitudes, me sorprendía aún más la diferencia. Si acaso, cabría esperar precios aún más negativos en España, dado su mayor porcentaje de generación no despachable. Y, sin embargo, ocurre lo contrario. ¿Es que los productores alemanes no tienen maneras más baratas de recortar producción?
¿Por qué los precios no son, en realidad, igual de negativos?
Tras investigar, he encontrado muchos factores, pero tres destacan: a) un diseño de mercado diferente, b) un comportamiento e incentivos distintos de los generadores y c) una topología de red diferente.
En teoría, los mercados de la UE deberían estar armonizados, aunque la realidad es más matizada. La normativa europea prohíbe fijar suelos de precio, con un límite común SDAC de –500 €/MWh.
Alemania adoptó ese límite hacia 2010, pero la CNMC española solo permitió precios negativos a mediados de 2024. Y aunque el límite técnico es –500 €/MWh, CNMC/OMIE mantienen un «umbral de notificación» en –20 €/MWh: si se oferta por debajo de –20 €/MWh se activa una revisión regulatoria, lo que en la práctica hace que nunca se hayan casado precios inferiores a –20 €/MWh en España.
El mercado español tiene otra peculiaridad: depende mucho de las «ofertas complejas» con condición de ingreso mínimo. La mayoría de los ciclos combinados y centrales hidroeléctricas ofertan exigiendo que el ingreso diario total ≥ coste de arranque + combustible; si no se cumple, esas horas supernegativas no se casan. En Alemania, en cambio, las unidades inflexibles de lignito o cogeneración (CHP) deben ofertar tan bajo como sea necesario para evitar paradas o recortes.
Reconozco que España tiene una estructura de generación distinta (más ciclos combinados), pero me intriga por qué OMIE adoptó este diseño. ¡Quizá algún lector lo aclare! 🙂
Con su EEG, Alemania impulsó la industria solar tal como la conocemos. Un efecto adverso de esa tarifa regulada es que las renovables siguen cobrando incluso cuando el precio < 0 €/MWh, salvo que se mantenga negativo cuatro horas consecutivas (§ 51 EEG, la «regla de las 4 horas»). Así, no todas las plantas que podrían recortar producción lo hacen. Además, la regla de las 4 horas no se aplica a instalaciones FV < 400 kW, una fracción considerable del parque solar residencial alemán. Resultado: se recorta menos de lo posible, ahondando los precios negativos.
En España, la solar residencial pesa menos y su equivalente al EEG (el REER) sí incentiva algo de autocurtailment. Además, la red (REE) recorta activamente grandes plantas renovables a través del mercado de restricciones técnicas, mientras que Alemania confía más en los mecanismos de mercado.
España es, famosamente, una «isla energética» con Portugal. La interconexión con Francia es muy limitada (~3 GW), de modo que la «contaminación» de precios negativos extranjeros es moderada (aunque esto también podría limitar precios negativos extremos; en la práctica, los precios negativos suelen coincidir temporalmente). Alemania dispone de cinco veces la capacidad transfronteriza de España y, por tanto, es menos isla.
España cuenta con ~7 GW de bombeo hidroeléctrico, frente a los ~2 GW de Alemania. El bombeo, hasta que haya un despliegue masivo de baterías, sigue siendo la mejor tecnología para absorber periodos prolongados de precios negativos, amortiguando así su profundidad.
Obviamente, ambas redes presentan congestiones: los grandes centros de consumo están lejos de los focos renovables. Pero por lo que he investigado, esto afecta de forma parecida a Alemania y España.
Aunque estos factores (y muchos otros) explican el status quo, lo más interesante es cómo evolucionará. Mi conclusión es que España debería esperar más horas de precios negativos a medio plazo, aunque difícilmente tan pronunciados como en Alemania.
La CNMC y OMIE ya han insinuado que, una vez los futuros enlaces Golfo de Vizcaya y Aragón-Pirineos dupliquen la capacidad España-Francia a ~5 GW (objetivo 2028) y participe más demanda/almacenamiento flexible, el umbral de notificación de –20 € podría relajarse.
A corto plazo, sin embargo, preveo que los precios negativos españoles serán más frecuentes pero no necesariamente mucho más profundos, sobre todo mientras se mantengan el diseño de ofertas complejas y el umbral regulatorio.
