El precio de luz vuelve a estar en negativo: es una señal de que el sistema necesita un rediseño
Publicado el 02/05/2025 por Diario Tecnología Artículo original
El pasado lunes 28 de abril, España, Portugal y el sur de Francia sufrieron un apagón masivo. Ante esta situación surgieron muchas preguntas y aún no hay una causa principal clara. Sin embargo, en los días siguientes, una paradoja se hizo evidente: el 1 de mayo, el precio de la electricidad en el mercado mayorista llegó a marcar los -10€ por MW/h, es decir, generar electricidad costaba dinero a quienes la producían.
¿En negativo? Los precios negativos surgen cuando la oferta de electricidad supera con creces a la demanda. En días festivos o fines de semana, con baja actividad industrial y meteorología favorable, las renovables —sobre todo solar y eólica— producen tanta energía que no hay dónde colocarla. Como el sistema eléctrico debe estar en equilibrio constante entre producción y consumo, los generadores llegan a pagar por volcar su energía en la red con tal de no parar las turbinas o paneles. Según Cinco Días, este fenómeno no es tan raro como parece: sucede cuando el mercado se encuentra “desbordado” por la oferta y no puede absorber toda la electricidad que se genera.
Entonces, ¿qué significa? A nivel mayorista, un precio negativo indica que los generadores pagan para producir electricidad. Esto no significa que el consumidor doméstico cobre dinero por encender la luz, aunque en algunas tarifas indexadas sí se puede notar una factura muy baja o incluso nula en determinadas horas, como han explicado en El Economista. Además, para los operadores privados, los precios negativos son un dolor de cabeza: no solo no ingresan por producir, sino que además pueden tener que asumir pérdidas. Para el sistema eléctrico, también supone un reto: la sobreproducción exige una gestión muy fina para evitar apagones o daños en la infraestructura.
Un fenómeno cada vez más común. En países como Alemania, Países Bajos o Finlandia se han registrado precios negativos, sobre todo en primavera y otoño, cuando la producción renovable es alta pero la demanda aún no ha alcanzado su pico estacional. Este exceso de oferta, impulsado por la rápida expansión de las renovables, supera la capacidad de almacenamiento y la flexibilidad de la red eléctrica. El resultado: los productores se ven obligados a pagar por inyectar energía en el sistema.
Si bien puede parecer bueno para el consumidor, en realidad plantea un gran desafío para la estabilidad del sistema eléctrico. La solución a este problema complejo pasa por una combinación de mejoras en la infraestructura de almacenamiento, como están haciendo en Finlandia, una mayor interconexión entre países, como ocurre con Dinamarca, y una gestión más dinámica de la demanda energética, como el caso de Francia y las carga en sus centrales nucleares.
¿Puede ser un problema para las renovables? Paradójicamente, las renovables —clave para la transición energética— son también víctimas de los precios negativos. Cuando se repiten demasiadas veces: se disuade la inversión en nuevos proyectos u obligan a detener la producción, lo que puede dañar equipos o desperdiciar recursos. Además, en estos escenarios se pone en evidencia otro desafío técnico: la estabilidad de la red. Las centrales térmicas aportaban "inercia", es decir, una forma de sostener el equilibrio del sistema. Hoy, tecnologías como el grid forming y la inercia sintética intentan compensar esa falta de respaldo, pero aún están en fase de despliegue, según el Economista.
Síntoma de algo más. Los precios negativos no son una anécdota: son una señal. Indican que el sistema eléctrico necesita transformarse con urgencia para poder integrar más renovables sin colapsar. Hace falta una mejora de almacenamiento, redes inteligentes y flexibles, y una reforma en el mercado eléctrico que se adapte al nuevo paradigma.
Imagen | Unsplash y Pexels
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