Por qué se dispara el precio de la luz: orden de mérito, gas y escasez

Pocas materias primas que se negocian son tan volátiles como la electricidad mayorista. En un mismo día en Europa, una hora de electricidad puede costar menos que nada al mediodía y varios cientos de euros por megavatio-hora a las siete de la tarde. En periodos más largos, una interrupción del suministro de combustible puede multiplicar el precio medio, como ocurrió en toda Europa en 2021–2022. No hay nada misterioso en ello. Se explica por cómo deciden los mercados qué centrales funcionan, por lo poco que se puede almacenar la electricidad y por cómo el coste del combustible y del carbono se traslada a la central más cara en servicio. Repasamos cada factor con cifras típicas y después vemos qué puede hacer un hogar al respecto.

El orden de mérito: por qué la última central fija el precio

La mayoría de los mercados mayoristas (el acoplamiento europeo del mercado diario, PJM, ERCOT, el NEM australiano) usan un precio marginal uniforme. Para cada hora o cada intervalo de 15 minutos, los generadores presentan ofertas. El operador las ordena de la más barata a la más cara (el orden de mérito) y va subiendo hasta que la oferta cubre la demanda. Todas las unidades casadas cobran entonces el precio ofertado por la última unidad necesaria, el llamado precio de casación.

Los generadores ofertan cerca de su coste marginal a corto plazo, es decir, lo que les cuesta producir un MWh más:

Estos rangos ilustran las condiciones europeas de la última década. Los valores reales se mueven con los precios del combustible y del carbono.

Ejemplo práctico: gas a 35 € frente a 150 €

Tomemos un CCGT con un rendimiento del 55 %, el carbono a 70 €/t y un O&M variable de 3 €/MWh:

• Gas a 35 €/MWh_th: 35 / 0,55 = 63,6; carbono 70 × 0,20 / 0,55 = 25,5; más 3 → SRMC ≈ 92 €/MWh.
• Gas a 150 €/MWh_th: 150 / 0,55 = 272,7; carbono 25,5; más 3 → SRMC ≈ 301 €/MWh.

Si ese CCGT es la unidad marginal en la mayoría de las horas, el precio mayorista se multiplica más o menos por tres, y cada parque eólico, planta solar y central nuclear de la misma zona de oferta cobra también ese precio triplicado. Es lo que pasó en 2022. El gas de referencia europeo (TTF) cotizó durante meses a varias veces su nivel anterior a 2021, llegó a superar brevemente los 300 €/MWh en agosto de 2022, y los precios de la electricidad fueron detrás.

Por qué la electricidad es tan sensible: demanda inelástica y sin almacenamiento

Dos hechos físicos amplifican los movimientos de precio.

A corto plazo, la demanda apenas reacciona al precio. La mayoría de los consumidores nunca ven el precio en tiempo real, y los que lo ven no pueden dejar fácilmente de cocinar o de calentar la casa a las seis de la tarde. La curva de demanda es casi vertical.

La oferta se empina en la parte alta. Los últimos gigavatios salen de centrales de punta viejas e ineficientes o de unidades de emergencia con costes muy altos. Cuando la demanda entra en ese tramo empinado, por ejemplo una tarde fría y sin viento, un pequeño aumento de demanda puede duplicar o triplicar el precio de casación.

Si enfrentas una curva de demanda casi vertical con una curva de oferta en forma de palo de hockey, los precios se vuelven extremadamente sensibles. Cerca de la punta, un cambio del 2–3 % en la oferta disponible puede moverlos cientos de euros.

Las principales causas de los picos de precio

1. Choques en el precio del combustible

En muchos países europeos el gas fija el precio marginal en una gran parte de las horas, algo que analizó la evaluación del diseño del mercado de ACER de 2022. Cuando sube el gas, la electricidad lo sigue casi uno a uno en las horas en que el gas es marginal. Donde el marginal es el carbón, los precios del carbón y del carbono funcionan igual.

2. Horas de escasez

En una tarde fría de invierno con poco viento y sin sol, la demanda alcanza su máximo justo cuando la producción variable es mínima, y los operadores pueden tener que tirar de reservas. Los mercados ponen un tope a los precios para limitar los extremos. El precio máximo de casación armonizado del mercado diario europeo pasó de 3.000 a 4.000 €/MWh en 2022 después de que los precios tocaran el límite anterior, y las normas permiten ahora subirlo más cuando los precios se acercan a él. ERCOT, en Texas, admite precios de hasta 5.000 $/MWh. Durante la tormenta invernal Uri, en febrero de 2021, los precios de ERCOT se quedaron días enteros en el tope de entonces, 9.000 $/MWh, mientras el suministro de gas se congelaba y se cortaba carga.

3. Averías imprevistas y poca hidráulica

Cada gran central que se cae estrecha la curva de oferta. En 2022, las inspecciones por corrosión bajo tensión dejaron la producción nuclear francesa en su nivel más bajo en décadas, y Francia, normalmente exportadora neta, cerró el año como importadora neta. Ese mismo verano, la sequía recortó la producción hidráulica en todo el sur de Europa y redujo el agua de río disponible para refrigerar las centrales térmicas.

4. Congestión de la red

Cuando las interconexiones están llenas, los precios se separan entre zonas de oferta. Una zona que no puede importar electricidad barata de sus vecinos tiene que encender sus propias centrales caras. Los mercados nodales de EE. UU. (PJM, ERCOT, CAISO) ponen precio a la congestión en cada nudo, así que el precio puede dispararse en una ciudad y seguir bajo a unos cientos de kilómetros.

5. Tiempo atmosférico y errores de previsión

Una previsión eólica que falla por unos pocos gigavatios puede disparar o hundir los precios intradiarios y de balance. Las olas de calor elevan la demanda de aire acondicionado y, al mismo tiempo, bajan el rendimiento de las centrales térmicas.

Precios negativos: el otro extremo

A medida que crecen la eólica y la solar, los precios caen a cero o por debajo con más frecuencia en horas soleadas, ventosas y de poca demanda. El caso típico son los mediodías de fin de semana en primavera. Los precios se vuelven negativos porque a algunos generadores parar les cuesta dinero: las centrales con ayudas por MWh siguen cobrando la ayuda, las térmicas poco flexibles afrontan rearranques caros y algunos contratos obligan a entregar energía. Los datos de mercado que recopilan Ember y los operadores nacionales muestran que Alemania, los Países Bajos, España y Australia Meridional han registrado en los últimos años cientos de horas con precios negativos al año.

La diferencia entre mediodías negativos y noches caras es lo que da valor a las baterías y la demanda flexible. También explica por qué el precio capturado por la solar (el precio medio que cobra realmente su producción) cae por debajo de la media de base a medida que se instala más solar, un efecto conocido como «canibalización».

Cómo llegan los picos a los consumidores

La energía mayorista es solo una parte de la factura doméstica. Los peajes de red, los impuestos, los cargos y el margen de la comercializadora suelen suponer el 40–60 % del precio para un hogar europeo, así que cuando el precio mayorista se duplica, la factura no lo hace.

Qué pueden hacer los hogares

• Desplazar los consumos flexibles. La recarga del coche eléctrico, el lavavajillas, el termo eléctrico y las bombas de calor con depósito de inercia pueden funcionar en horas baratas. Nuestra calculadora del coste de cargar un coche eléctrico muestra cuánto ahorra al año una tarifa nocturna más barata.
• Generar tu propia electricidad. Los paneles en el tejado sustituyen electricidad al precio minorista, que es menos volátil que el mayorista pero sube con él. La calculadora de balance neto muestra cómo cambian las cuentas según la compensación por los excedentes.
• Almacenar. Con una tarifa dinámica, una batería doméstica puede aprovechar las diferencias diarias de precio. Dimensiónala con la calculadora de batería solar. Para amortizarla solo con arbitraje suele hacer falta una diferencia de 0,10–0,20 €/kWh la mayoría de los días.
• Fijar el precio cuando tenga sentido. Un contrato a precio fijo traslada el riesgo a la comercializadora, y pagas una prima por ese seguro.

El ejemplo supone una diferencia media generosa de 23 céntimos. Con 8–10 céntimos obtienes menos de la mitad de ese valor, y por eso la amortización basada solo en arbitraje varía tanto.

Qué reduce los picos a escala del sistema

Los responsables políticos y los planificadores de la red tienen varias palancas, cada una con sus contrapartidas:

• Más interconexión, para compartir recursos entre sistemas meteorológicos más amplios.
• Almacenamiento y gestión de la demanda, que aplanan la punta de la tarde-noche y absorben los excedentes del mediodía.
• Contratos a largo plazo (PPA, contratos por diferencias), que protegen a generadores y consumidores de los precios a corto plazo. La reforma del diseño del mercado de la UE de 2024 fomenta los CfD bidireccionales para las nuevas centrales bajas en carbono.
• Mecanismos de capacidad, que pagan por tener potencia firme disponible en las horas de escasez.
• Depender menos del gas, para que sea la unidad marginal menos a menudo. Unos costes de ciclo de vida más bajos, como muestra la calculadora de LCOE, no bajan por sí solos el precio marginal. Pero con suficiente oferta de coste marginal cero, el gas sube en la curva de oferta y queda fuera de más horas.

Para ver qué países dependen más del gas y qué redes se apoyan en la hidráulica, la nuclear o la eólica, consulta las fichas por país o compara los mix de generación en el mapa mundial de la energía. Para la parte física de equilibrar oferta y demanda, lee cómo funciona la red eléctrica.

Las cifras de esta guía son rangos típicos tomados de las fuentes citadas; las tuyas dependerán de la ubicación, los precios y los equipos. Usa las calculadoras enlazadas para obtener estimaciones adaptadas a tu caso.