Los precios negativos de la luz recargan el auge de las baterías | Opinión

La solar se ha convertido en la forma más barata de producir electricidad, y su precio sigue bajando. El mundo construye plantas tan rápido como puede, pero eso también ha vuelto más volátil el precio de la energía. En muchos mercados se produce tanta que los precios entran cada vez más a menudo en terreno negativo. El propio fenómeno empuja su solución, un despliegue acelerado de baterías.

En EE UU, las eléctricas instalarán este año unos 43 gigavatios (GW) de nueva capacidad solar, según la Administración de Información Energética (EIA) del país. Es unas tres veces y media la nueva capacidad eólica de 2026 y casi siete veces la de gas natural. Además, sus ventajas no dejan de crecer. Construir una central de gas cuesta aproximadamente el triple que en 2022, y la espera para conseguir una turbina nueva es de cinco años o más. El precio de la solar sigue cayendo y los proyectos pueden arrancar de inmediato. Esta lógica se repite en todo el mundo.

La producción solar sigue la trayectoria del sol. Si se instalan muchos paneles, hay electricidad abundante durante el día. Si se instalan más, puede sobrar. Es un problema, porque las redes eléctricas deben equilibrar en todo momento la oferta y la demanda. Sin embargo, las cosas se complican cuando el precio se usa como herramienta para reducir la oferta.

Hacer funcionar una planta solar o eólica casi no cuesta nada. Gracias a incentivos y créditos fiscales, los productores pueden ganar dinero incluso con un precio de cero. Las centrales nucleares y de carbón, en cambio, son difíciles y caras de parar y volver a arrancar, así que a menudo les sale más barato asumir pérdidas temporales y seguir funcionando. El resultado es que el precio tiene que volverse negativo para retirar oferta y casar el mercado cuando coinciden tres cosas: mucho sol o viento, una demanda baja y unas líneas de transporte que salen de la zona saturadas.

Es algo cada vez más habitual, sobre todo en mercados soleados. Tanto California como Australia Meridional registraron precios mayoristas negativos el 20% del tiempo en el primer semestre del año, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE). España se quedó solo un poco por debajo. Incluso lugares nublados como Nueva Inglaterra tienen precios negativos con más frecuencia.

Esto puede causar problemas. La rentabilidad de los proyectos de energía barata y limpia cae, lo que frena su despliegue. Las centrales nucleares y de carbón aportan un suministro estable haga el tiempo que haga, pero como no pueden apagarse con facilidad, absorben pérdidas cuando los precios son negativos. Además, la volatilidad del suministro puede complicar la gestión de la red. En Francia, el operador de la red ya puede exigir a EDF que mantenga reactores nucleares funcionando con pérdidas para preservar la estabilidad del sistema, y la compañía recibe una compensación por ello.

Hay varias soluciones. Los programas de incentivos a la energía verde pueden diseñarse con más cuidado. En Alemania, por ejemplo, los nuevos proyectos solares dejan de recibir subvenciones cuando los precios son negativos durante más de 15 minutos. También se puede desplazar la demanda, animando a los consumidores a cargar el coche eléctrico y usar los electrodomésticos cuando sobra energía. Algunas zonas de la soleada Australia ya ofrecen a los consumidores electricidad gratis durante tres horas al día.

Construir más líneas de transporte suele ser una opción mejor. Al conectar dos zonas, ambas salen ganando, porque el tiempo y los momentos de producción difieren de una a otra. Dinamarca, por ejemplo, genera el 60% de su electricidad con viento, y cuando le sobra la exporta a Alemania, Suecia y Reino Unido. Una campaña de construcción de líneas en EE UU beneficiaría mucho a empresas como MasTec y Quanta Services.

Pero eso lleva años. En Estados Unidos hay que cruzar muchas jurisdicciones y obtener muchos permisos, y por eso se construye muy poco. En 2025 se completaron poco más de 640 kilómetros. El Departamento de Energía calcula que harían falta unos 8.000 kilómetros nuevos de líneas de alta tensión al año.

El almacenamiento cambia la ecuación. Las baterías llevan años en la red, sobre todo para evitar pequeñas fluctuaciones del suministro que pueden causar daños. El desplome de los precios, sin embargo, las ha hecho más atractivas. El coste de las baterías ha caído más de un 90% en tres décadas, y el precio por kilovatio hora bajó otro 8% el año pasado, según BloombergNEF. Ahora la electricidad que sobra puede guardarse para cuando falte. La idea es sencilla. Las baterías se cargan cuando el megavatio hora cuesta, por ejemplo, 26 euros, y se descargan cuando vale 87. El propietario se queda con la diferencia, una vez descontados la energía que se pierde al cargar, la amortización y otros costes. Cuanto más barata es la electricidad, más atractivo resulta el arbitraje. Y lo mejor, obviamente, es cobrar por llevársela.

El resultado es una oleada masiva de baterías. En EE UU, el almacenamiento creció una media de alrededor del 70% anual en los últimos tres años. Basta mirar a Texas, el estado que más fotovoltaica y baterías instaló el año pasado. Almacenar energía solar barata y venderla cuando los precios suben ha abaratado la electricidad. Este verano hubo una demanda récord durante una ola de calor de ocho días. Aun así, el precio medio se quedó por debajo de 31 euros por megavatio hora, frente a cerca de 175 euros en un periodo de duración similar en 2023, según el investigador Corey Balgeman, de Grid Flexibility. Además, las baterías ahorran mucho dinero al reducir los picos de precio en invierno.

El almacenamiento también hace más fiable la red de Texas, que tiene un historial de fallos espectaculares. En 2023 hubo 13 emergencias declaradas por escasez de potencia disponible, y ninguna ni en 2025 ni en 2026.

Las baterías son, además, versátiles. Permiten sacar más partido a las infraestructuras que ya existen. Como la oferta eléctrica siempre debe cubrir la demanda, hay centrales costosas paradas que apenas se usan. En 2021, las llamadas centrales de punta generaron el 3% de la electricidad neta anual, pero representaban el 19% de la capacidad de generación, según la Oficina de Rendición de Cuentas del Gobierno de EE UU (GAO). Las baterías las sustituyen cada vez más.

Del mismo modo, las líneas de transporte se diseñan para los momentos de máxima demanda y pueden quedarse sin uso el resto del tiempo. Las baterías pueden cargarse a través de líneas infrautilizadas y descargar a mayor precio en la zona cuando la línea está saturada.

Es probable que aparezcan otros usos a medida que bajen los precios de la solar y de las baterías, gracias a que los fabricantes ganan escala y los investigadores mejoran la tecnología sin parar. Estos avances las hacen atractivas para nuevos mercados y para usos que hoy no son evidentes. Eléctricas como Vistra, Engie o NextEra Energy podrían acabar instalando todavía más. NextEra, por su parte, prevé desplegar hasta 43 GW de nuevo almacenamiento en baterías hasta 2032 para impulsar el crecimiento de sus ingresos.

De hecho, los precios negativos pueden crear oportunidades y dilemas desconcertantes. En ocasiones, los propietarios ya pagan por descargar las baterías para volver a cargarlas cuando los precios son todavía más negativos. El problema es que el dueño de la batería puede perder dinero si su previsión falla. También puede tener problemas con los reguladores, porque vender electricidad cuando está barata y retenerla a propósito cuando el precio sube suele ser ilegal.

¿Quién sale beneficiado? A los fabricantes les cuesta ganar dinero por el exceso de inversión y la guerra de precios. Empresas chinas como Sungrow, CATL y BYD dominan la producción de sistemas de almacenamiento en baterías, pero sus cotizaciones en Bolsa llevan cinco años sin moverse. A Tesla le ha ido mejor, aunque su beneficio operativo ha caído tres años seguidos. Los ganadores podrían ser, en cambio, los consumidores y las empresas que usan electricidad, que tendrán precios contenidos y redes más sólidas.