Es mediodía. El sol cae sobre miles de placas, sopla el viento y una presa lleva décadas construida. Producir un megavatio hora adicional con esas instalaciones puede costar muy poco. Aun así, abres una noticia y lees que el precio de la electricidad subió porque el gas se encareció. ¿Cómo demonios llegó una molécula de gas a poner precio a un electrón solar?

La respuesta corta es que el mercado no paga cada electrón según su árbol genealógico. Organiza una subasta para conseguir toda la electricidad que hará falta en un momento concreto y acepta primero las ofertas más baratas. Si para cubrir el último tramo de demanda necesita una central de gas, esa última oferta marca el precio mayorista para todas las aceptadas.

Ese sistema se llama precio marginal o pay-as-clear. Suena a truco diseñado para regalar dinero a las eléctricas. No lo es. Tampoco es una máquina perfecta. Es una forma de resolver un problema bastante peculiar: conseguir que producción y consumo coincidan continuamente, usando primero las fuentes disponibles más baratas y manteniendo suficientes plantas dispuestas a aparecer cuando hacen falta.

LA ELECTRICIDAD TIENE UNA MANÍA: HAY QUE PRODUCIRLA CUANDO SE CONSUME

En una frutería, si hoy sobran naranjas puedes guardar algunas para mañana. En una red eléctrica, oferta y demanda tienen que permanecer equilibradas prácticamente en tiempo real. Las baterías, los embalses y otras formas de almacenamiento ayudan, pero todavía no permiten tratar toda la electricidad como cajas apiladas en un almacén.

Además, nadie puede distinguir en el enchufe si el electrón que acaba de encender tu tostadora salió de un panel, una presa, una turbina nuclear o una central de ciclo combinado. La red entrega un producto homogéneo: electricidad en el lugar y el momento necesarios. Lo que cambia brutalmente es cuánto cuesta tener cada tecnología disponible.

Una planta de gas paga combustible y derechos de emisión cada vez que produce. La eólica y la solar no pagan por viento ni sol, aunque construirlas haya costado mucho dinero. Una nuclear tiene costes operativos relativamente bajos, pero una inversión inicial y unos costes fijos enormes. Un embalse puede guardar agua para venderla más tarde, así que su oferta refleja también el valor de no gastarla ahora.

Por eso el mercado ordena ofertas, no etiquetas morales. El operador necesita saber quién puede producir, cuánto y a qué precio.

IMAGINA QUE UNA CIUDAD NECESITA 100 UNIDADES

Hagamos una subasta inventada. No son precios reales; son números redondos para ver el mecanismo.

LA FILA DE OFERTAS

SOLAR Y VIENTO
40 unidades · 0 €NUCLEAR E HIDRÁULICA
35 unidades · 20 €CARBÓN
15 unidades · 60 €GAS
10 unidades · 90 €

La ciudad necesita 100. El mercado acepta las 40 unidades renovables, después 35 nucleares e hidráulicas, luego 15 de carbón y, finalmente, 10 de gas. La central de gas es la última necesaria para completar la demanda. Por tanto, el precio de casación es 90 euros y todas las unidades aceptadas cobran 90.

Ahora baja la demanda a 75. Ya no hace falta carbón ni gas: las dos primeras ofertas bastan. El precio marginal podría caer hasta 20. Y si sobra muchísima generación solar en una tarde de poca demanda, el precio puede llegar a cero o incluso hacerse negativo.

¿POR QUÉ TODOS COBRAN EL PRECIO MÁS CARO?

A primera vista parece más lógico pagar a cada planta exactamente lo que pidió. Solar a cero, nuclear a 20, carbón a 60 y gas a 90. Eso se llama pay-as-bid. El problema es que ninguna empresa sensata ofertaría entonces según su coste. Intentaría adivinar el precio de la última central y ofertar justo debajo. La subasta dejaría de revelar qué generación es realmente más barata y se convertiría en un concurso de adivinación.

Con un precio único, una planta tiene un incentivo mayor para ofrecer cerca de su coste marginal: si entra, cobrará el precio de casación; si infla demasiado su oferta, corre el riesgo de quedarse fuera. El mercado puede ordenar tecnologías de menor a mayor coste y usar la combinación más barata disponible para cubrir la demanda. En economía, esa fila se llama orden de mérito.

Hay otra razón menos intuitiva. La planta que cuesta 90 no entrará si sabe que cobrará 20. Sin ella faltarían diez unidades y alguien tendría que quedarse sin electricidad. El precio marginal señala lo que cuesta conseguir una unidad adicional justo cuando el sistema la necesita.

Eso no demuestra que cada mercado sea competitivo ni que toda oferta refleje perfectamente un coste. Puede haber poder de mercado, restricciones técnicas, congestión de red y reglas complejas. Por eso existen reguladores y normas contra la manipulación. Pero cambiar el precio único por “cada uno cobra lo que pide” no elimina mágicamente el precio del gas: cambia la estrategia con la que cada productor presenta su oferta.

ENTONCES, ¿LA SOLAR SE LLEVA 90 PRODUCIENDO A CERO?

En nuestra subasta, sí cobra 90 en el mercado diario. Pero “producir a cero” no significa “existir gratis”. Hubo que pagar terreno, paneles, permisos, conexión a la red, financiación, mantenimiento y sustituciones. Las tecnologías renovables tienen un coste marginal muy bajo y costes de capital importantes. La diferencia entre el precio de mercado y su coste operativo ayuda a recuperar esa inversión.

También conviene recordar que no toda electricidad se vende expuesta al precio del día siguiente. Productores y comercializadores firman contratos a plazo, acuerdos de compra de energía —los famosos PPA— y coberturas. Algunas plantas reciben apoyo mediante contratos por diferencia: si el precio de mercado queda por debajo de un nivel pactado, reciben la diferencia; si queda por encima, devuelven ingresos. La reforma europea que entró en vigor en 2024 reforzó precisamente estos contratos de largo plazo para reducir la dependencia de consumidores e inversores respecto al precio spot.

Así que ver una hora a 90 euros no permite concluir cuánto ganó una planta concreta. Puede haber vendido su producción meses antes a 55, tener un contrato regulado o devolver parte de la diferencia.

EL GAS IMPORTA MUCHO. PERO CADA VEZ MENOS HORAS

Durante la crisis energética europea de 2021 a 2023, el mecanismo se volvió dolorosamente visible. El gas se encareció y, cuando las centrales que lo quemaban fueron necesarias, su coste elevó el precio marginal de la electricidad. Una parte relativamente pequeña de la generación podía mover el precio de todo el mercado durante esas horas.

Eso no significa que añadir renovables no sirva para bajar precios. Sirve precisamente porque desplaza a las centrales más caras hacia el final de la fila o directamente fuera de ella. Según la Comisión Europea, las tecnologías fósiles marcaron el precio mayorista en España solo durante el 19% de las horas del primer semestre de 2025, frente al 75% en el mismo periodo de 2019. El gas puede decidir el precio; no lo decide siempre.

Cuando hay suficiente sol, viento, nuclear, agua e importaciones para cubrir la demanda, una central de gas no entra y deja de fijar nada. Por eso el precio cambia por hora —y en mercados europeos, cada vez en intervalos más pequeños—. No existe “el coste de la electricidad” como una cifra eterna. Existe el coste de equilibrar el sistema en cada momento y lugar.

TU FACTURA NO ES LA SUBASTA

Aquí se rompe otra simplificación frecuente. El precio mayorista es importante, pero no es toda la factura. Un hogar paga por la energía, por transportar y distribuir electricidad mediante redes, por mantener potencia disponible y por impuestos, cargos y otras decisiones regulatorias.

Además, depende del contrato. Una tarifa dinámica o indexada traslada con mayor rapidez los movimientos del mercado. Un contrato fijo los amortigua durante un periodo porque la comercializadora compra antes, se cubre o asume el riesgo a cambio de un margen. Si el mercado cae mañana, tu precio fijo no tiene por qué caer mañana. Si se dispara, tampoco tiene por qué subir inmediatamente.

La Comisión Europea calculó que el componente de energía representó, en promedio, cerca del 49% de la factura final europea en 2024. El resto no desaparece aunque una tarde el mercado mayorista cotice a cero. Las redes siguen ahí, los impuestos también y alguien tiene que pagar capacidad para las horas en que no haya sol ni viento.

MÁS RENOVABLES TRAEN ELECTRICIDAD BARATA Y UN PROBLEMA NUEVO

Cuanta más solar entra al mediodía, más veces desplaza a las plantas caras y hunde el precio. Eso es bueno para quien consume en ese momento. Pero también reduce los ingresos de todas las plantas solares justo cuando producen más. Es la llamada canibalización de precios: una tecnología puede abaratar el mercado y, al hacerlo, erosionar su propia rentabilidad.

Luego cae el sol, la gente vuelve a casa, enciende cocinas y aires acondicionados, y la oferta barata desaparece con rapidez. Si no hay baterías, embalses, interconexiones, demanda flexible u otra generación disponible, el sistema vuelve a llamar al gas. El precio salta.

Por eso Europa está viendo a la vez más horas con precios muy bajos o negativos y episodios de precios elevados. ACER registró 7.000 horas-zona por debajo de 5 €/MWh en 2023, frente a 1.400 en 2019, y advirtió que la falta de flexibilidad amplifica tanto los excesos como los picos. Mucha energía barata que aparece cuando nadie puede mover su consumo no vale lo mismo que energía disponible exactamente cuando hace falta.

La siguiente fase de la transición no consiste solo en instalar más generación. Consiste en mover electricidad en el tiempo y el espacio: baterías que compran cuando sobra y venden cuando falta, redes que llevan excedentes a otra región, coches y fábricas que desplazan consumo, embalses que guardan agua e interconexiones que mezclan climas distintos.

¿HAY QUE ROMPER EL MERCADO MARGINAL?

Después de la crisis del gas, la tentación era comprensible: si la tecnología más cara contagia su precio a todas, cambiemos la regla. Pero la Unión Europea no abolió el sistema marginal en su reforma de 2024. Conservó la señal de corto plazo y añadió más herramientas de largo plazo —PPA, mercados a plazo y contratos por diferencia— para que facturas e inversiones no dependan tanto de cada sobresalto diario.

La lógica es separar dos problemas que solemos meter en la misma bolsa. Para decidir qué planta debe producir dentro de una hora, necesitas una señal que ordene recursos y muestre cuándo falta electricidad. Para financiar un parque eólico durante veinte años o proteger a un hogar de una crisis de gas, necesitas contratos que repartan el riesgo a largo plazo. Una sola cifra spot no tiene por qué resolverlo todo.

Eso no convierte el diseño europeo en intocable. Hay debates legítimos sobre competencia, capacidad, redes, rentas extraordinarias, fiscalidad, ubicación de precios y protección al consumidor. La pregunta útil no es si el mercado marginal es “bueno” o “malo”, sino qué función cumple cada regla y qué problema nuevo aparece cuando la cambias.

EL GAS NO LE PONE UNA ETIQUETA A TU ELECTRÓN. LE PONE PRECIO A LA ESCASEZ

Volvamos a la tostadora. Puede estar funcionando en un sistema donde la mayor parte de la electricidad de esa hora viene del sol, del viento o de una presa. Pero si para que nadie se quede sin suministro hace falta encender una central de gas, esa central revela el coste de cubrir la última parte de la demanda.

Cuando entiendes eso, la pregunta cambia. Ya no es “¿por qué pago gas si uso energía solar?”. Es: ¿qué recurso tuvo que entrar al final para equilibrar la red, y qué podríamos cambiar para no necesitarlo la próxima vez?

A veces la respuesta será más renovables. Otras veces será almacenamiento, una red mejor, una interconexión, consumo flexible o un contrato distinto. La electricidad barata no depende solo de producir electrones baratos. Depende de tenerlos donde y cuando hacen falta.

AUDITABLE, SIEMPRE

FUENTES

Mecanismo y datos consultados a 30 de septiembre de 2026.

EXPLICAMOS. NO ASESORAMOS.