Qué significan los precios negativos en los mercados europeos de electricidad y por qué son imposibles en España

• Los mercados mayoristas de electricidad marcaron precios negativos en la Unión Europea entre el 20 y el 22 de abril. Bélgica, por ejemplo, registró niveles de -90 euros/MWh y Alemania llegó a los -80 euros/MWh.
• En el mercado ibérico de electricidad, que agrupa España y Portugal, el precio fue de 7,57 euros/MWh.
• España no registra precios negativos, a diferencia de otros países de Europa, porque no permite que las compañías de producción de electricidad puedan ofertar precios inferiores a cero.
• Estos precios negativos de la electricidad en el mercado diario europeo implican que las compañías generadoras están pagando por producir y las comercializadoras cobrando por comprar electricidad.
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Los mercados mayoristas de electricidad marcaron la semana pasada precios negativos en la Unión Europea pero España (y el mercado Ibérico) se desmarca de esa tendencia. Entre el 20 y el 22 de abril, algunos países del Viejo Continente registraron precios negativos récord: fue el caso de Bélgica, que registró niveles del -90 euros/MWh en una hora, o el de Alemania, con -80 euros/MWh.

Estas cifras se corresponden con precios horarios en el mercado mayorista, es decir, las subastas se realizan para cada una de las horas del día siguiente. Reino Unido, Francia, Holanda y Austria registraron precios de -8 euros/MWh. Mientras, en el mercado ibérico de electricidad, que agrupa España y Portugal, el precio fue de 7,57 euros/MWh. 

El parón económico por la epidemia del coronavirus, ha propiciado una caída generalizada de la demanda de la electricidad. Buena parte de los usuarios se encuentran confinados en casa, lo que ha elevado el consumo doméstico, pero en ningún caso es suficiente para compensar el desplome del consumo en la industria y el comercio.

El exceso de oferta de energía renovable para afrontar una demanda limitada, unido a la decisión de las eléctricas de mantener la producción de sus centrales térmicas para evitar los costes de arranque de estas plantas, desembocaron en los estos precios negativos. Los precios spot en Europa han caído un 20%, según explica Cinco Días.

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España no registra precios negativos, a diferencia de otros países de Europa, porque las reglas del operador del mercado OMIE no permiten que las compañías de producción de electricidad puedan ofertar precios inferiores a cero. Tampoco permite precios superiores a 180 euros/MWh frente al modelo alemán, por ejemplo, donde el techo es de 3.000 euros/MWh.

Estos precios negativos de la electricidad en el mercado diario implican que las generadoras de electricidad están pagando por producir y las comercializadoras cobrando por comprar la electricidad. Aunque desde el sector energético en España algunos actores ya reclaman que se permitan los precios negativos, profundiza Cinco Días.

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El pasado verano, Europa puso sobre la mesa la posibilidad de obligar a España a permitir los precios negativos en el mercado mayorista de electricidad. Esta opción abre la posibilidad a que las empresas generadoras de electricidad paguen por verter al sistema la energía que compran las comercializadoras en el pool.

El reglamento europeo propone eliminar tanto el límite máximo como el mínimo para los precios al por mayor de la electricidad aunque los operadores de cada mercado podrán aplicar sus límites. Así, el nuevo reglamento implicaría que el límite máximo en España pasaría de los 180 euros/MWh actuales hasta los 3.000 euros y el mínimo, actualmente en cero, pasaría a -500 euros/MWh, según contó Eldiario.es.

En Alemania, Francia, Bélgica, Suiza o Dinamarca los precios negativos en el mercado mayoristas son bastante frecuentes y el mercado mayorista Ibérico (España y Portugal) debería adaptarse a ello para avanzar hacia un mercado único comunitario.

El mercado alcanza precios negativos cuando la oferta supera a la demanda, es decir, cuando se produce más electricidad de la que se consume. Esto sucede, por ejemplo, en horas pico de producción renovable en las que no tiene sentido parar la producción de algunas centrales porque el coste de apagado y puesta en marcha es superior a lo que implican estos precios negativos.