Cómo se forma el precio de la luz: el mercado mayorista
OMIE y el mercado diario
La mayor parte de la electricidad se compra y se vende en el mercado diario que gestiona OMIE, el Operador del Mercado Ibérico de Energía, común a España y Portugal desde la creación del MIBEL. Cada día, hacia el mediodía, los generadores presentan ofertas de venta (cuánta energía y a qué precio mínimo) y los comercializadores y grandes consumidores, ofertas de compra para el día siguiente. Un algoritmo, el mismo que usa el resto de Europa, ordena las ventas de la más barata a la más cara y las cruza con la demanda. Desde el 1 de octubre de 2025 el mercado ya no casa 24 precios al día, uno por hora, sino 96, uno por cada cuarto de hora; los ficheros de OMIE de ese día pasan de 24 a 96 líneas.
Después vienen los mercados intradiarios, donde se corrigen las posiciones cuando cambia la previsión de viento o de demanda, y los servicios de ajuste con los que Red Eléctrica mantiene el equilibrio físico.
Sobre la búsqueda más frecuente, el precio de la luz hoy o mañana, hora a hora: esta página no publica precios diarios, porque los publican gratis las dos fuentes oficiales. OMIE difunde cada día el precio mayorista del día siguiente en su web, y Red Eléctrica, a través de ESIOS (su sistema de información), publica el PVPC de cada hora, que es el precio que pagará quien tiene la tarifa regulada, con peajes y cargos incluidos. La guía práctica, en la tercera parte, explica cómo leerlos.
Ejemplo: el precio de una hora
El mercado español es marginalista (o de precio marginal): todas las centrales que resultan casadas en una hora cobran el precio de la última oferta necesaria para cubrir la demanda, no lo que cada una pidió. El mercado marginalista es el diseño común en la Unión Europea y se explica mejor con números redondos.
Supuestos. Una hora de un día laborable a las nueve de la noche, con una demanda de 30.000 MW. El sol ya se ha puesto. Las ofertas, ordenadas de la más barata a la más cara, son estas (cifras ilustrativas):
| Orden | Tecnología | Energía ofertada (MW) | Precio pedido (€/MWh) | Acumulado (MW) |
|---|---|---|---|---|
| 1 | Nuclear | 7.000 | 0 | 7.000 |
| 2 | Eólica | 7.000 | 0 | 14.000 |
| 3 | Solar (últimos minutos de luz) | 1.000 | 0 | 15.000 |
| 4 | Cogeneración y residuos | 3.000 | 60 | 18.000 |
| 5 | Hidráulica de embalse | 4.000 | 150 | 22.000 |
| 6 | Primeros ciclos combinados de gas | 5.000 | 200 | 27.000 |
| 7 | Segundos ciclos combinados de gas | 5.000 | 230 | 32.000 |
Fuente: ejemplo de elaboración propia; el mecanismo de casación es el de las reglas del mercado de OMIE.
La demanda (30.000 MW) se cubre con las seis primeras filas (27.000 MW) y 3.000 MW de la séptima. La última oferta que entra pide 230 euros, así que el precio de esa hora es 230 €/MWh para todas las centrales casadas: la nuclear y la eólica, que habían ofertado a cero, cobran 230 euros por cada megavatio hora; la hidráulica, que pedía 150, también. La hora cuesta 30.000 × 230 = 6,9 millones de euros.
Nucleares y renovables ofertan a cero porque producir un megavatio hora más apenas les cuesta y quieren asegurarse de entrar; los embalses, a lo que esperan cobrar en otra hora, porque su agua es limitada; el ciclo combinado, a su coste variable: gas y derechos de emisión de CO₂.
A las dos de la tarde, con 15.000 MW de solar, la misma demanda se cubriría casi sin gas y el precio caería cerca de cero. Es lo que pasa en la realidad. El martes 15 de septiembre de 2026, en plena subida del gas por la guerra de Irán, el precio medio del mercado diario español fue de 38,4 €/MWh entre las 13:00 y las 14:00 y de 246,7 €/MWh entre las 20:00 y las 21:00, según los ficheros de precios de OMIE. El domingo 19 de abril de 2026 hubo precios negativos entre las 10:00 y las 18:00 y de 87,6 €/MWh entre las 21:00 y las 22:00. Ese abril, 134 horas tuvieron un precio medio igual o inferior a cero y la media mensual fue de 42,4 €/MWh; en septiembre de 2026 la media subió a 143,9 €/MWh, frente a 61,2 un año antes (cálculo propio con los precios de OMIE).