El domingo 8 de febrero de 2026 dejó una imagen difícil de ignorar en el mercado eléctrico europeo: Portugal amaneció con un precio medio diario en el mayorista prácticamente simbólico, mientras otros países se movían en rangos muy superiores. En el mapa de precios “day-ahead” que circuló ese día —con datos atribuidos a Energy-Charts y OMIE— la Península Ibérica apareció como una anomalía en el continente: Portugal en 0,80 €/MWh y España en 5,92 €/MWh, frente a Francia en 76,61 €/MWh o Irlanda en 166,61 €/MWh.

El debate estalló en LinkedIn a raíz de una publicación del asesor energético Antonio Vidigal, que aportó una radiografía diaria con datos de producción y consumo. En su resumen, Portugal registró un consumo de 154 GWh, con una aportación eólica destacada (65 GWh) y producción solar más moderada (8 GWh). El mismo texto subrayó un detalle clave para entender por qué el “milagro” ibérico no se reparte de forma automática por Europa: la capacidad comercial de interconexión con España habría seguido reducida, en un rango de 500-1.500 MW, provocando una separación de mercados.

Esa frase —“los mercados vuelven a separarse”— es la pista que une los precios extremos con la realidad física del sistema. El mercado ibérico (MIBEL) funciona acoplado la mayor parte del tiempo, pero cuando la interconexión disponible se satura, se activa el mecanismo de market splitting: el flujo deja de ser suficiente para igualar precios y cada zona termina “poniéndose precio” a sí misma. En días de mucha generación renovable y baja demanda, esa separación amplifica el fenómeno: el excedente local empuja el precio hacia cero (o incluso valores negativos), porque el sistema necesita, literalmente, que alguien consuma.

Vidigal lo resumió con una frase que se convirtió en titular por sí sola: “Más bajo que esto… solo cero”. Y, de hecho, su publicación hablaba de un precio mínimo intradía de -0,4 €/MWh. No es una rareza puntual en mercados con alta penetración renovable: es una consecuencia económica de tener mucha oferta “barata” (viento y sol) y poca capacidad para exportar el excedente cuando se produce.

Lo que no explica el precio (y por qué interesa a los centros de datos)

La tentación es inmediata: si Portugal y España ofrecen electricidad a precios ridículos en el mayorista, entonces “la verdadera razón” es que la Península es “el lugar donde hay que estar” para el sector de los centros de datos. Es una lectura atractiva para redes sociales, pero incompleta si se toma al pie de la letra.

El precio del day-ahead es una señal, no un contrato. Un centro de datos no planifica inversiones multimillonarias solo por un domingo barato: necesita acceso firme a potencia, acuerdos de conexión, garantías regulatorias, plazos realistas y, sobre todo, estructura de costes a largo plazo. Aun así, la señal importa. Mucho.

Primero, porque revela abundancia renovable y una curva de precios que, en determinadas condiciones, se desploma. Para la industria del centro de datos —especialmente en un ciclo marcado por IA, computación de alto rendimiento y cargas 24/7— la energía ya no es un gasto más: es el factor que define la viabilidad de un emplazamiento, junto con la latencia, la conectividad y la disponibilidad de suelo y permisos.

Segundo, porque introduce una idea que los hiperescalares y grandes operadores de colocation están incorporando a su hoja de ruta: la flexibilidad. Si el sistema eléctrico tiene horas de excedente, el centro de datos puede convertirse en un consumidor inteligente: desplazar tareas no críticas, programar cargas intensivas cuando el precio cae, e incluso hibridar con almacenamiento para absorber energía barata y estabilizar su consumo. No se trata solo de pagar menos, sino de comprar mejor.

La otra cara: interconexiones y cuellos de botella

El mismo fenómeno que abarata la electricidad en la Península también revela su limitación estructural: la red no siempre permite “vender” ese excedente al resto de Europa. Y esto no es menor, porque el desacoplamiento repetido del mercado ibérico es, en esencia, un síntoma de congestión.

En paralelo, el sistema europeo trabaja desde hace años en ampliar interconexiones. Proyectos como la interconexión del Golfo de Vizcaya entre España y Francia buscan aumentar de forma significativa la capacidad de intercambio y reducir precisamente este tipo de divergencias de precio. Y en el eje ibérico también se han planteado mejoras técnicas y subastas de capacidad, porque sin más músculo de red la Península corre el riesgo de vivir cada vez más episodios de “canibalización” renovable: mucha producción, precio hundido, vertidos o limitaciones.

Para un centro de datos, esto se traduce en una verdad práctica: la energía barata puede coexistir con restricciones locales. Y eso obliga a hilar fino: ubicación concreta, nodo eléctrico, condiciones de conexión, disponibilidad real de potencia y calendario de refuerzos de red. No basta con mirar el mapa de un día; hay que mirar el sistema.

Por qué España y Portugal se están colando en el radar (y qué debería vigilar el sector)

Aun con esa cautela, el interés es real y creciente. Informes del sector vienen apuntando a un pipeline de nueva capacidad de centros de datos en la Península, impulsado por la combinación de renovables, demanda digital, cables y conectividad internacional, y un mercado que está madurando para grandes despliegues. En este contexto, actores del ecosistema industrial y de ingeniería —como Quark Sener Group, mencionado en la conversación de LinkedIn— ven una oportunidad clara: acompañar el aterrizaje de proyectos que van desde el diseño energético hasta la integración con infraestructuras críticas.

El aprendizaje de este episodio, sin embargo, va más allá del entusiasmo: si en menos de 24 horas un país puede marcar 0,80 €/MWh de media y al mismo tiempo hablar de separación de mercados por límites de interconexión, la conclusión es que la competitividad energética no será lineal. Será dinámica. Y en esa dinámica, ganarán los que sepan convertir el precio en estrategia: PPAs bien estructurados, planificación multi-sitio, y diseños que toleren —y aprovechen— la volatilidad.

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Preguntas frecuentes

¿Por qué puede haber precios de electricidad cercanos a 0 €/MWh o incluso negativos en Portugal y España?
Suele ocurrir cuando hay mucha generación renovable (especialmente eólica) y una demanda relativamente baja. Si además la capacidad de exportación está limitada por interconexiones, el excedente se queda dentro del país y empuja el precio del mercado mayorista hacia valores mínimos.

¿Qué es el “market splitting” en el mercado ibérico (MIBEL) y cómo afecta al precio?
Es un mecanismo por el que España y Portugal dejan de compartir un precio único cuando la interconexión se satura. En ese caso, cada zona fija su precio en función de su oferta y demanda local, lo que puede generar diferencias grandes en días de congestión.

¿Influye el precio del mercado mayorista (OMIE/MIBEL) directamente en lo que paga un centro de datos?
Influye, pero no es el único componente. Un centro de datos suele combinar contratos a largo plazo (por ejemplo, PPAs renovables), coberturas y peajes de red. El precio day-ahead es una referencia útil, pero no equivale al coste final de suministro.

¿Por qué los hiperescalares miran España y Portugal para nuevos centros de datos?
Principalmente por la disponibilidad creciente de energía renovable, opciones de contratación a largo plazo, conectividad y la posibilidad de diseñar infraestructuras con objetivos de sostenibilidad. Aun así, la decisión depende de factores locales como acceso a potencia, permisos, agua, suelo y calendario de refuerzos de red.

vía: Linkedin