Nueve horas con precios negativos en la tarifa regulada: qué ha pasado y cómo afecta a tu factura

Un fin de semana histórico: cuatro horas el sábado y cinco el domingo

El pasado sábado 5 de septiembre, entre las 14:00 y las 18:00 horas, la tarifa regulada de electricidad (PVPC) marcó precios negativos por primera vez en la historia de España. Es decir, el coste de la energía en ese tramo horario fue inferior a cero, algo que se repitió el domingo durante cinco horas más, entre las 13:00 y las 18:00 horas.

Este hecho, que ha sido calificado como "histórico" por varios expertos del sector, se debe a la nueva metodología de cálculo del PVPC, que desde 2024 incluye una cesta de precios futuros además del mercado diario. La combinación de una alta producción solar, una demanda baja (por ser fin de semana) y unos peajes muy reducidos en esas horas propició que el precio de la energía fuera negativo.

Según los datos de Red Eléctrica, el precio medio del mercado mayorista en esas horas fue de -0,22 €/MWh el sábado y -0,31 €/MWh el domingo. Aunque parezcan cifras pequeñas, el efecto sobre la factura de los consumidores con PVPC fue notable: en esas horas, el coste de la energía se redujo a cero, e incluso llegó a ser negativo en algunos tramos, lo que significa que la energía consumida no tuvo coste.

Sin embargo, los expertos advierten de que esto no significa que los consumidores reciban un pago directo en su factura. El precio negativo se aplica únicamente al término de energía, pero los peajes, cargos e impuestos siguen vigentes. Aun así, para los 8 millones de hogares acogidos a la tarifa regulada, el ahorro en esas horas fue real, aunque moderado.

Causas: el cóctel perfecto para precios negativos

Los precios negativos en el mercado eléctrico no son nuevos a nivel europeo, pero en España son extremadamente raros. El hecho de que ocurrieran durante un fin de semana de septiembre se debe a una confluencia de factores que los expertos llevaban tiempo anticipando.

El primero es la elevada producción de energía solar fotovoltaica, que en septiembre sigue siendo muy alta, especialmente en las horas centrales del día. El sábado y el domingo, la producción solar alcanzó picos de más de 10 GW, lo que supuso cerca del 30% de la demanda total en esas horas.

El segundo factor es la baja demanda eléctrica durante el fin de semana, especialmente en un mes de septiembre templado, sin necesidad de calefacción ni aire acondicionado. La demanda se situó en torno a los 23 GW, muy por debajo de los 30 GW habituales en días laborables.

El tercer factor es la nueva metodología del PVPC, que introdujo el Gobierno en 2024. Ahora, el precio de la tarifa regulada se calcula como una media ponderada entre el mercado diario y los mercados de futuros, con un horizonte de 24 meses. Esta cesta hace que los precios futuros (que son más bajos) moderen el precio actual, pero en situaciones de sobreoferta solar, el precio del mercado diario puede ser negativo, y la fórmula traspasa ese efecto a la tarifa.

Además, los peajes y cargos en esas horas son los más bajos del día, lo que facilita que el precio final sea negativo. Según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), los peajes en el tramo valle son de 0,062 €/kWh, y en esas horas se aplican precisamente esos peajes reducidos.

Impacto en los consumidores y riesgos para el autoconsumo

Para los consumidores con PVPC, el efecto inmediato fue un ahorro en el término de energía en esas horas. Los que tenían la tarifa regulada y consumieron en esas horas vieron reducida su factura, aunque los peajes y otros costes fijos no se eliminaron. En total, se estima que un hogar medio con PVPC pudo ahorrar entre 1 y 2 euros en el conjunto del fin de semana, dependiendo de su consumo.

Sin embargo, no todo fueron buenas noticias. Los consumidores con instalaciones de autoconsumo con baterías y capacidad de verter excedentes a la red podrían haber incurrido en pérdidas si su sistema estaba configurado para vender energía en esas horas. El precio negativo implica que, si vendían energía, estaban pagando por ello, en lugar de recibir un pago.

"Es un escenario que no se había contemplado en la mayoría de los inversores de autoconsumo", explica un analista del sector. "Muchos sistemas de baterías están programados para cargarse por la noche y descargar por la tarde, pero este fin de semana, la carga en horas solares con precio negativo habría sido beneficiosa, mientras que verter excedentes a la red habría sido un error".

Los expertos recomiendan que los propietarios de autoconsumo revisen la configuración de sus sistemas para adaptarse a estos escenarios. "No creo que sea un caso aislado; con el aumento de la solar, estos precios negativos podrían repetirse más a menudo", advierten.

De hecho, si se prolongan durante más horas o días, podría tener un impacto en la rentabilidad de las instalaciones de autoconsumo y en los planes de inversión en baterías. Por eso, es clave que los consumidores estén atentos y ajusten sus hábitos de consumo a los precios horarios.