Precio de la luz en el mercado mayorista: guía completa

El precio de la luz en el mercado mayorista es el resultado de una subasta diaria en la que se cruzan ofertas de generación y demanda para cada hora del día siguiente. En España y Portugal esa subasta la gestiona el Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), y su resultado condiciona directamente la factura de millones de consumidores, los ingresos de los generadores, la valoración de activos renovables y las decisiones de cobertura de comercializadoras e industriales. Entender cómo se forma ese número no es opcional para nadie que opere en el sector.

La subasta diaria de OMIE: cómo funciona la casación marginalista

El mercado diario español funciona con un sistema de casación marginalista. Cada día, antes de las 12:00, generadores y comercializadoras presentan sus ofertas de venta y compra para las 24 horas del día siguiente. OMIE ordena las ofertas de venta de menor a mayor precio (la llamada curva de oferta) y las de compra de mayor a menor (curva de demanda). El punto donde ambas se cruzan determina el precio de casación para cada hora.

La característica definitoria del sistema es que todas las unidades de generación que casan reciben el mismo precio: el de la última tecnología necesaria para cubrir la demanda en esa hora. No se paga a cada productor lo que ofertó; se paga a todos el precio del marginal. Esto tiene implicaciones profundas que conviene tener claras:

• Una hidráulica con costes de oportunidad bajos puede ofertar a cero y, si casa, cobrar 150 €/MWh porque esa fue la oferta marginal de un ciclo combinado.
• Una fotovoltaica que oferta a precio cero (o negativo) no está "regalando" su energía: está asegurándose casación y cobrará el precio que fije la última unidad aceptada.
• El sistema remunera la disponibilidad, no el coste individual de cada tecnología. La diferencia entre el coste propio y el precio marginal es el spread o margen de contribución de cada planta.

Además del mercado diario, OMIE gestiona mercados intradarios (seis sesiones en el caso español) donde se reajustan posiciones a medida que se acerca el tiempo real. Estos mercados son cada vez más relevantes con la penetración renovable, porque las desviaciones de previsión solar y eólica se corrigen ahí, y sus precios pueden divergir significativamente del diario en horas de alta volatilidad.

Por qué el gas marca el precio incluso cuando genera poco

En un sistema marginalista, no importa cuánta energía produce una tecnología, sino cuántas horas es la marginal. Y en el sistema eléctrico español, los ciclos combinados de gas (CCGT) son la tecnología marginal en una proporción elevada de horas, especialmente en las de menor producción renovable: noches, madrugadas, días sin viento y picos de demanda invernal.

El mecanismo es directo: el coste variable de un CCGT depende del precio del gas natural (referencia europea, habitualmente el TTF neerlandés o el MIBGAS ibérico), del coste de los derechos de emisión de CO₂ (EU ETS) y de la eficiencia de la planta. Cuando el gas sube, sube el coste de la tecnología marginal, y con él el precio de casación de todas las horas en que el CCGT es necesario. La cotización del gas en torno a los 74 €/MWh que se ha llegado a registrar ilustra cómo este combustible puede tensionar todo el sistema, tal como se recoge en el análisis sobre la propuesta rusa de reanudar el suministro de gas a Europa.

Este efecto se conoce como contagio del gas al precio eléctrico. Es la razón por la que, incluso en un sistema con más del 50% de generación renovable anual, el precio mayorista puede dispararse si el gas se encarece. Y es también el argumento central que el BCE utiliza cuando afirma que las renovables son clave para la estabilidad de precios: a mayor penetración renovable, menos horas en las que el gas es marginal, y menor exposición del precio eléctrico a los vaivenes geopolíticos del gas natural.

El efecto de las renovables: merit order y precios negativos

Las renovables (eólica, solar fotovoltaica, hidráulica en régimen de vierta) tienen coste variable próximo a cero. No queman combustible. Esto les permite ofertar a precios muy bajos y desplazar a las tecnologías térmicas hacia la derecha en la curva de oferta. El resultado es el llamado efecto merit order: cuando hay mucha producción renovable, el precio de casación baja porque la tecnología marginal pasa a ser una renovable o una hidráulica con bajo coste de oportunidad, en lugar de un ciclo combinado.

Este efecto es medible y creciente. En horas de alta irradiancia solar y viento, el precio del mercado diario español puede caer a niveles muy reducidos o incluso entrar en territorio negativo. España registró 596 horas con precios negativos en el segundo trimestre de 2026, la cifra más alta de Europa, según el informe de Montel recogido en el análisis sobre el récord de precios negativos en el mercado eléctrico español. Un precio negativo significa que el generador paga por inyectar: ocurre cuando la oferta supera la demanda y las plantas prefieren pagar antes que parar (por costes de arranque, obligaciones contractuales o incentivos regulatorios).

La contracara se produce en las horas sin sol y sin viento, cuando el sistema depende de hidráulica de bombeo, ciclos combinados y, en ocasiones, carbón. En esas horas el precio puede superar los 200 €/MWh, como ocurrió cuando el precio mayorista alcanzó su máximo anual en octubre de 2026 con 201,99 €/MWh. Esta volatilidad intradía creciente es la característica definitoria del mercado eléctrico actual y la que está reconfigurando los modelos de negocio: el valor ya no está solo en producir energía, sino en producirla (o almacenarla) en las horas correctas.

Del precio mayorista a la factura: PVPC y mercado libre

El precio que se publica cada día como resultado de la subasta de OMIE no es lo que paga el consumidor final. Es el componente más visible y volátil, pero la factura eléctrica integra varios elementos adicionales. Entender esta descomposición es esencial para evaluar ofertas, estructurar contratos PPA o dimensionar coberturas.

En el caso del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), la tarifa regulada que pueden elegir los consumidores con potencia contratada de hasta 10 kW, el precio de la energía se indexa directamente al mercado diario. Cada hora tiene un precio distinto que refleja el resultado de la subasta de OMIE, más los peajes y cargos correspondientes a ese periodo. Esto significa que el consumidor en PVPC está expuesto a la volatilidad horaria: paga más en las horas punta y menos (o incluso precios muy bajos) en las horas de alta producción renovable.

En el mercado libre, la comercializadora fija el precio con el cliente mediante un contrato. Puede ser un precio fijo (la comercializadora asume el riesgo de volatilidad y lo cubre en mercados de futuros o con PPA), un precio indexado al pool con un margen, o fórmulas híbridas. La diferencia fundamental con el PVPC es quién asume el riesgo de volatilidad: en el fijo, la comercializadora; en el indexado, el consumidor.

Los componentes de la factura final, más allá del coste de la energía en el mercado mayorista, incluyen:

• Peajes de acceso: retribución de las redes de transporte y distribución. Los fija la CNMC y varían por periodo horario.
• Cargos del sistema: financian costes como la moratoria nuclear, el déficit de tarifa o los incentivos a renovables del RECORE. Los fija el Gobierno y pueden modificarse por norma.
• Impuestos: el Impuesto Especial sobre la Electricidad y el IVA. Los tipos aplicables han variado en los últimos años por medidas excepcionales, por lo que conviene verificar siempre la normativa vigente.
• Margen de comercialización: en mercado libre, lo fija cada comercializadora; en PVPC, está regulado.

En la práctica, el coste de la energía (el componente que depende del mercado mayorista) representa típicamente entre un tercio y la mitad de la factura total de un consumidor doméstico. Para un industrial electrointensivo con peajes optimizados, ese peso puede ser significativamente mayor.

La señal de precio como herramienta de decisión: PPA, futuros y coberturas

Para un profesional del sector, el precio del mercado diario no es solo un dato informativo: es la referencia sobre la que se construyen decisiones de inversión, financiación y gestión de riesgo. Los mercados de futuros (OMIP para el ámbito ibérico, EEX para el europeo) permiten comprar y vender electricidad a plazo, y sus cotizaciones reflejan las expectativas del mercado sobre la evolución del precio mayorista. La curva forward es la herramienta básica para valorar coberturas.

Los PPA (Power Purchase Agreements) son contratos bilaterales a largo plazo que fijan un precio de compraventa de electricidad entre un generador y un comprador. Su precio se negocia en referencia a las expectativas de precio mayorista, descontando el perfil de generación de la planta (una solar no produce en las horas caras de la noche) y el riesgo de cannibalización (cuanta más solar haya, más bajo será el precio en las horas solares). La evolución reciente de los precios PPA en España, con caídas frente al alza europea como recoge el análisis de Pexapark sobre la divergencia entre España y Europa, refleja precisamente esa tensión: el mercado anticipa más horas de precios bajos por penetración solar, lo que comprime el valor de los contratos a largo plazo para esa tecnología.

Los criterios que maneja el sector para evaluar la exposición al precio mayorista incluyen:

• Perfil de generación vs. perfil de precio: no es lo mismo vender energía a las 14:00 que a las 21:00. El capture rate (precio medio captado vs. precio medio del mercado) es la métrica clave.
• Riesgo de cannibalización: cada MW solar adicional reduce el precio en las horas solares. Los modelos de banco de inversión ya incorporan este efecto de forma explícita.
• Correlación con el gas: en escenarios de gas caro, las renovables captan precios altos en horas no solares (eólica) o en transiciones (hidráulica). La diversificación tecnológica mitiga el riesgo.
• Horas de precios negativos: su frecuencia creciente obliga a incorporar en los modelos de negocio la posibilidad de tener que pagar por inyectar o de parar la planta.

Los errores más frecuentes al interpretar el precio mayorista

El precio que publica OMIE cada tarde es un número que se presta a lecturas simplistas. Estos son los errores de interpretación que más distorsionan el análisis:

• Confundir el precio medio con el precio captado: una planta solar no cobra la media diaria del pool; cobra el precio de las horas en las que produce. Si esas horas son las de menor precio, su ingreso real es inferior al que sugiere la media.
• Asumir que más renovables siempre significa precios más bajos: el efecto merit order reduce el precio en las horas de alta producción renovable, pero las horas valle sin renovable pueden ser más caras si el parque térmico se ha reducido y el gas está caro. El resultado neto sobre el precio medio anual depende del mix y de la demanda.
• Ignorar la volatilidad intradía: dos días con el mismo precio medio pueden tener perfiles horarios radicalmente distintos. Para un gestor de almacenamiento o un demandante flexible, lo relevante es el spread entre horas, no la media.
• Tratar el precio mayorista como el precio final: la diferencia entre el pool y la factura incluye peajes, cargos e impuestos que pueden representar más de la mitad del coste total. Comparar ofertas de comercializadoras sin descomponer estos elementos lleva a conclusiones erróneas.

Preguntas frecuentes

¿Quién fija el precio de la luz en España?

Nadie lo "fija" en sentido administrativo. El precio del mercado mayorista resulta de la subasta diaria que gestiona OMIE, donde se cruzan ofertas de generadores y demanda de comercializadoras. El precio final de casación es el de la última tecnología necesaria para cubrir la demanda en cada hora. El Gobierno y la CNMC regulan peajes, cargos y el marco del mercado, pero no el resultado de la subasta.

¿Por qué sube el precio de la luz si hay muchas renovables?

Porque el precio lo marca la tecnología marginal, no la mayoritaria. Si en una hora concreta la demanda supera lo que producen renovables e hidráulica, entra en casación un ciclo combinado de gas, y todas las tecnologías cobran ese precio. Las renovables reducen el número de horas en que esto ocurre, pero no lo eliminan. En horas sin sol ni viento, el sistema sigue dependiendo del gas.

¿Qué diferencia hay entre PVPC y mercado libre?

El PVPC es la tarifa regulada: el precio de la energía varía cada hora según el resultado del mercado diario de OMIE, y solo está disponible para potencias de hasta 10 kW. En el mercado libre, la comercializadora ofrece el precio que pacta con el cliente (fijo, indexado o mixto) y asume o traslada el riesgo de volatilidad según el tipo de contrato. Los peajes, cargos e impuestos son comunes a ambas opciones.

¿Qué son los precios negativos en el mercado eléctrico?

Son situaciones en las que la oferta supera la demanda en una hora determinada y el precio de casación resulta inferior a cero. El generador paga por inyectar energía. Ocurre en horas de alta producción renovable y baja demanda, y su frecuencia está aumentando en España a medida que crece la capacidad solar instalada. Para los inversores, implica que el modelo de negocio debe contemplar horas de ingresos nulos o negativos.