El mercado eléctrico español acumula ya más de 500 horas con precios cero o negativos en 2025

El mercado eléctrico español vive un año sin precedentes. Según el último Informe Mensual de Energías Renovables elaborado por APPA Renovables, en lo que va de 2025 se han registrado más de 500 horas con precios cero o incluso negativos en el mercado mayorista, lo que equivale a un 12,52% del total de horas transcurridas en el año. Dicho de otro modo, una de cada ocho horas de mercado se ha liquidado prácticamente sin coste o incluso con precios en negativo.

Este fenómeno, que hasta hace poco se consideraba anecdótico, se ha convertido en una constante a medida que las energías renovables, especialmente la solar y la eólica, aumentan su peso en el mix eléctrico. Solo en junio se contabilizaron 30 horas con precios por debajo de cero, mientras que en julio se sumaron otras 131 horas en la franja de 0 a 30 €/MWh. El sistema, incapaz en ocasiones de absorber toda la generación disponible, se ha visto obligado a desplomar el valor de la electricidad en el mercado.

Contrastes

La penetración renovable explica en gran parte esta situación. En julio, las fuentes limpias aportaron 13.871 GWh al sistema, lo que representó un 55,1% de la generación total. Aunque la demanda también creció, alcanzando los 23.249 GWh, un 2,1% más que en el mismo mes de 2024, la oferta renovable, especialmente la solar y la eólica, ha superado con holgura al consumo en numerosas horas del día, empujando a precios de derribo.

El mercado mayorista muestra, además, un contraste llamativo entre horas. Durante julio, el precio más bajo se registró a las tres de la tarde con 27,88 €/MWh, mientras que el máximo se alcanzó a las diez de la noche con 123,18 €/MWh. Estas oscilaciones reflejan la dificultad del sistema para integrar grandes volúmenes de electricidad renovable en las horas solares y el repunte de precios cuando cae la tarde y la fotovoltaica deja de producir.

Este comportamiento, según los analistas, plantea serias cuestiones sobre la sostenibilidad del modelo. Muchas plantas renovables ven reducidos drásticamente sus ingresos durante las horas de precios cero, lo que compromete la rentabilidad de sus proyectos. La falta de almacenamiento suficiente, ya sea mediante baterías, bombeo hidráulico u otras tecnologías, se ha convertido en un cuello de botella evidente, al igual que las limitaciones de las interconexiones con Francia y Portugal, que dificultan exportar el exceso de electricidad limpia.

A ello se suma la escasa flexibilidad de la demanda, todavía poco preparada para desplazar consumos hacia las horas en las que la energía sobra y su coste se hunde.

Tecnologías de respaldo

Los analistas señalan que estas dinámicas tenderán a intensificarse conforme aumente la capacidad renovable instalada y mientras no se desplieguen de manera suficiente tecnologías de respaldo y almacenamiento. Las previsiones sitúan los precios en 61,05 €/MWh para 2026 y en 59,50 €/MWh para 2027, niveles mucho más bajos que los vividos durante la crisis energética de 2022 y 2023.

Esto sugiere que la sobreoferta renovable continuará ejerciendo presión a la baja, lo que obligará a acelerar en innovación tecnológica, en almacenamiento y en nuevos modelos de negocio, como los contratos bilaterales de compraventa de energía (PPA), para dar estabilidad a la financiación de las instalaciones.

Para los expertos, el mensaje es doble. Por un lado, refleja el éxito de la política de impulso renovable, que ha permitido reducir la dependencia de combustibles fósiles y avanzar en la descarbonización. Por otro, revela la urgencia de adaptar el mercado y la infraestructura a un modelo en el que la abundancia de energía limpia no se traduzca en inestabilidad económica para los productores ni en desperdicio de recursos.