Los mercados eléctricos europeos pasan más tiempo por debajo de cero
Los mercados eléctricos europeos day-ahead registraron un fuerte aumento de la tarificación negativa en el primer trimestre de 2026, una señal de que la generación renovable está chocando cada vez más con la flexibilidad limitada de la red. Según la consultora Ricardo, los mercados de la UE-27 registraron 1.223 horas con precios de la electricidad por debajo de cero en el trimestre, frente a 593 horas en el mismo periodo del año anterior y muy por encima del mínimo reciente de 119 horas en el primer trimestre de 2022.
El salto es una de las señales de mercado más claras hasta ahora de que el crecimiento de la energía limpia está creando nuevas tensiones operativas. Los precios negativos pueden surgir cuando la oferta de electricidad supera a la demanda y el sistema carece de suficiente almacenamiento, respuesta de la demanda, capacidad de transmisión o herramientas de recorte para absorber el exceso con eficiencia.
España, Portugal y Grecia impulsaron gran parte del aumento
La cifra agregada de la UE oculta patrones nacionales muy distintos. Solo España representó 347 horas de precio negativo en el primer trimestre, convirtiéndose en el mayor contribuyente individual en los datos de Ricardo. Portugal y Grecia también fueron identificados como impulsores importantes del aumento.
Al mismo tiempo, los mercados nórdicos se movieron en la dirección opuesta. Finlandia y Suecia, que anteriormente habían visto grandes picos de precios negativos, volvieron a cero horas de precio negativo en el periodo cubierto por el informe. Ese contraste sugiere que la tendencia europea general no es uniforme. En cambio, la presión está creciendo de forma más visible en los mercados donde la producción renovable, las condiciones de la red y la dinámica comercial se combinan de maneras que provocan episodios más frecuentes de exceso de oferta.
Alemania ofrece una mirada más cercana a la mecánica
Los datos de abril de Alemania ofrecen un ejemplo más detallado de cómo se forma el desequilibrio. Ricardo informó que Alemania registró 123 horas de precio negativo de las 720 de abril de 2026. En esos mismos días, la brecha entre las previsiones de generación day-ahead y la producción real entregada fue la mayor.
Ese patrón apunta a un problema práctico para operadores del sistema y traders: las previsiones pueden mostrar un nivel de oferta y, en la práctica, la producción acabar en otro punto, dejando al mercado que compense el exceso de electricidad a precios cada vez más distorsionados. Ricardo señaló que los periodos de precios negativos en Alemania coincidieron con grandes errores de previsión renovable y con probable recorte de producción en condiciones de exceso de oferta.
La implicación es que el problema no es simplemente que haya demasiada generación renovable en abstracto. También se trata del momento en que se produce esa energía, de la precisión de las previsiones y de la rapidez con la que el mercado y la red circundantes pueden responder cuando oferta y demanda se desalinean.
Un desafío estructural cada vez más difícil de ignorar
El recuento acumulado del primer trimestre de 2019 a 2026 muestra lo rápido que se ha intensificado el patrón. Lo que antes era un fenómeno más limitado se está convirtiendo en una característica recurrente del comercio eléctrico europeo. A medida que entren más capacidad solar y eólica, es probable que los periodos de precios muy bajos o negativos sean más frecuentes salvo que el resto del sistema evolucione al mismo ritmo.
Eso no disminuye el papel de las renovables en la transición energética europea. Pero sí subraya un desafío central de los sistemas con alta penetración renovable: el crecimiento de la generación por sí solo no garantiza un resultado de mercado eficiente. La flexibilidad tiene que escalar junto con la oferta.
Por qué importa esta señal de mercado
Los precios negativos pueden leerse de dos maneras. Por un lado, muestran que la electricidad renovable de bajo coste marginal es abundante en determinadas horas hasta el punto de empujar los precios mayoristas por debajo de cero. Por otro, revelan que el sistema aún carece de suficientes formas de mover, almacenar, desplazar o reducir esa energía cuando llega en oleadas concentradas.
Para responsables políticos, utilities y desarrolladores, el mensaje del trimestre no es tanto una anomalía puntual como el cambio de forma del mercado eléctrico europeo. La infraestructura capaz de absorber volatilidad está adquiriendo más valor. El diseño de mercado, las herramientas de balance y mejores previsiones están pasando de roles de apoyo a papeles centrales.
Las 1.223 horas de precio negativo del primer trimestre son, por tanto, más que una curiosidad de precios. Son evidencia de que el despliegue de energía limpia en Europa está entrando en una fase más compleja, en la que el éxito depende no solo de añadir capacidad renovable, sino de construir un sistema eléctrico capaz de seguirle el ritmo.
Este artículo se basa en la cobertura de PV Magazine. Leer el artículo original.
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