Aclarado el apagón . las fotovoltaicas desconectan por precio, y habia récord de precio negativo. actualizado 9/jun. confirmado.

Apagón: fotovoltaicas desconectadas y precio negativo récord​

El 28 de abril, a las 12:30, la península se quedó a oscuras. Ese mismo mediodía, el mercado mayorista registraba precios negativos históricos: -1,9 €/MWh, con ocho horas seguidas entre cero y negativo. En el debate circula la hipótesis de que la coincidencia no es casual. Según UNEF, las plantas fotovoltaicas fueron desconectadas de la red antes del apagón, y la patronal sostiene que no fue una decisión voluntaria.

La pregunta que se plantea es quién dio la orden y por qué. En España, a diferencia de otros mercados, los parques solares no pueden desconectarse por su cuenta cuando el precio cae. La subasta de OMIE se celebra el día anterior: si un generador oferta a precio negativo y su oferta casa, queda programado por Red Eléctrica. Una vez programado, según se sostiene en el hilo, ni entra ni sale sin autorización del operador del sistema. Esa es la norma. Otra cosa es lo que pasó.

¿Por qué hay precios negativos en el pool?​

El mecanismo es contraintuitivo. Cuando hay exceso de oferta renovable y demanda baja, los generadores pagan por verter electricidad. No es altruismo: parar una planta solar tiene costes técnicos y contractuales que pueden superar la penalización por producir a precio negativo. Durante 2024 se registraron 547 horas a cero euros y 247 horas en negativo, según OMIE. El 28 de abril, esa anomalía se convirtió en récord: ocho horas consecutivas de precios nulos o negativos, algo nunca visto.

La tesis que circula es que algún automatismo desconectó parques al detectar precios por debajo de un umbral. La IA consultada por los propios participantes del debate admite que en Países Bajos existen sistemas de desconexión remota por precio negativo, y que en España algunos operadores lo están considerando. El problema, según se apunta, no es que existan: es cómo se ejecutan. Una desconexión escalonada es gestionable. Una desconexión masiva y simultánea, no.

El precedente de 2009: producir de noche para cobrar​

No sería la primera vez que un incentivo mal diseñado provoca comportamientos absurdos. En 2009 y 2010, algunas instalaciones térmicas generaron electricidad de noche —cuando no hay sol— para cobrar la prima. No era fraude: era el sistema de primas el que lo permitía. Se estima que se generaron 6.000 MWh nocturnos y se embolsaron unos 300.000 €. El diseño del mercado importa más que la tecnología.

La diferencia ahora es la escala. La fotovoltaica ha pasado de anécdota a pilar del sistema. Cuando supera el 60% del mix, según se sostiene en el debate, la red entra en territorio desconocido. Hay quien sostiene que la inestabilidad ya se venía detectando semanas antes, con fluctuaciones de tensión en las gráficas. Otros apuntan a la interconexión con Francia, cuyo cambio de uso se investiga como causa. Y una tercera corriente señala directamente al operador del sistema: si Red Eléctrica decide quién entra y quién sale, la responsabilidad última es suya.

¿Quién decide desconectar una planta fotovoltaica?​

Red Eléctrica. Esa es la respuesta que se defiende en el hilo. El operador del sistema es el único que puede autorizar una desconexión una vez programada la producción. Los generadores pueden ofertar a precio negativo en OMIE, pero no pueden retirarse unilateralmente al día siguiente. Si lo hacen, incurren en responsabilidad por los desequilibrios que causen. La supervisión corre a cargo del Cecre, el centro de control de Red Eléctrica.

Ahora bien, en el debate se apunta que las paradas no programadas existen y no siempre tienen consecuencias visibles. No hay multas conocidas por desconexiones no autorizadas. Ese vacío regulatorio es el que alimenta todas las teorías. Si un operador puede fingir una avería para evitar pagar por verter, el incentivo perverso está servido. Y si muchos lo hacen a la vez, el sistema se cae.

La versión oficial y sus grietas​

El gobierno y Red Eléctrica han negado que las fotovoltaicas se desconectaran voluntariamente. La patronal UNEF habla de desconexión forzosa, no voluntaria. El matiz es importante: una cosa es que un operador decida apagar y otra que el sistema lo apague. Pero la pregunta sigue sin respuesta: ¿qué mecanismo, automático o manual, provocó que una cantidad masiva de generación solar desapareciera de la red en el momento exacto en que los precios tocaban suelo?

La investigación europea sigue abierta. Entso-E, la agrupación de operadores europeos, analiza el cambio de uso de la interconexión con Francia como una de las causas. El sector eléctrico español ha pedido una reunión con el comisario de Energía para quejarse de la falta de independencia del análisis. Mientras tanto, la explicación más incómoda —que el mercado estaba tan roto que se apagó solo— sigue sin descartarse.

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Queda un dato que descoloca: el apagón duró horas, pero el precio negativo estaba programado desde el día anterior. Cualquiera con acceso a OMIE podía verlo venir. Si el sistema no supo gestionarlo, el problema no fue la sorpresa. Fue la planificación.