Récord de precios negativos en España: 596 horas la sitúan a la cabeza de Europa en el primer semestre

<p>Durante el segundo trimestre de 2026, Europa alcanzó un nuevo máximo histórico de generación fotovoltaica al producir 129 TWh, casi un 20% más que en cualquier segundo trimestre anterior. Según el informe&nbsp;<em>Q2 European Electricity Market Summary</em>&nbsp;de Montel, este incremento sin precedentes de la producción solar está modificando el comportamiento de los activos de flexibilidad y deja ver una creciente brecha entre la generación renovable y la capacidad del sistema para gestionarla.</p>

<p>El fuerte aumento de la producción, impulsado por largos periodos de insolación y sistemas de altas presiones, llevó a numerosos operadores de centrales térmicas flexibles y sistemas de almacenamiento en baterías a reducir su participación en los mercados diarios (day-ahead). En lugar de ofertar energía en estas subastas, muchos optaron por reservar su capacidad para los mercados intradiarios, de balance y de servicios complementarios, donde esperan obtener mayores ingresos.</p>

<p>Montel señala que esta estrategia comercial traslada parte de la carga del equilibrio del sistema a los mercados de corto plazo, incrementa la volatilidad intradiaria y eleva el valor de los recursos capaces de responder con rapidez a las necesidades de la red.</p>

<p>El segundo trimestre puso de manifiesto las dos caras de un sistema eléctrico con una elevada penetración de generación solar. Por un lado, la producción fotovoltaica récord provocó repetidos episodios de vertidos durante las horas centrales del día, y llevó los precios mayoristas a terreno negativo en numerosos mercados europeos. En concreto, España lideró los precios negativos en Europa en el primes semestre de 2026, con 596 horas. Le siguieron Portugal, con 462; y Francia, con 370.</p>

<figure class="wp-block-image size-large"><img alt="" class="wp-image-140583" height="1024" src="https://www.pv-magazine.es/wp-content/uploads/2026/07/Captura-de-pantalla-2026-07-15-a-las-8.53.44-731x1024.png" width="731" /></figure>

<p>La imagen muestra los precios negativos acumulados en el mercado diario en toda Europa durante el primer semestre de 2026, según Montel.</p>

<p>A finales de abril, algunas zonas del continente llegaron a acercarse al límite técnico mínimo de precios, lo que motivó que las bolsas eléctricas redujeran el suelo de cotización desde -500 €/MWh hasta -600 €/MWh.</p>

<p>Semanas después, una intensa ola de calor registrada en junio impulsó con fuerza la demanda de refrigeración mientras las altas temperaturas reducían simultáneamente la producción de instalaciones solares, centrales térmicas y plantas nucleares. Como consecuencia, Francia y España registraron repetidamente precios diarios y semanales superiores a 100 €/MWh, mientras que en Alemania los precios durante el pico vespertino superaron los 600 €/MWh, reflejando el creciente desajuste entre la abundante producción solar del mediodía y el fuerte incremento de la demanda una vez desaparece la generación fotovoltaica.</p>

<h2 class="wp-block-heading">Peores previsiones para el 3T</h2>

<p>Montel prevé que esta dinámica se intensifique durante el tercer trimestre del año. Las previsiones meteorológicas apuntan a una elevada probabilidad de nuevas olas de calor en Europa occidental y central durante julio y agosto, junto con condiciones de elevada radiación solar y poco viento que mantendrán la producción fotovoltaica por encima de los valores estacionales habituales.</p>

<p>En Alemania, el mayor mercado eléctrico europeo, la generación solar podría situarse hasta un 20% por encima de lo normal si se repiten condiciones meteorológicas similares a las de junio. Este escenario favorecería nuevos episodios de precios profundamente negativos durante las horas centrales del día, seguidos de fuertes repuntes al atardecer cuando disminuye la producción fotovoltaica y aumenta la necesidad de generación gestionable para cubrir la demanda de refrigeración.</p>

<p>El informe también identifica varios factores que seguirán condicionando el comportamiento de los mercados eléctricos europeos durante el tercer trimestre. Entre ellos destaca la persistencia de las incertidumbres geopolíticas en torno al suministro de gas natural licuado y las tensiones en Oriente Medio, que mantienen elevados los precios del gas y sostienen un nivel mínimo en los precios de la electricidad durante las horas punta.</p>

<p>Montel considera probable que continúe la retirada selectiva de activos flexibles de las subastas day-ahead observada durante el segundo trimestre. Cuando el riesgo de precios negativos aumenta, tanto las centrales flexibles como los operadores de almacenamiento tenderán a priorizar los ingresos obtenidos en los mercados intradiarios y de balance, reduciendo la liquidez en el mercado diario y favoreciendo movimientos de precios más bruscos.</p>

<p>El informe identifica además al sudeste de Europa como una de las regiones más vulnerables durante los episodios de calor extremo. La experiencia registrada en junio, cuando las altas temperaturas obligaron a reducir la producción de la central nuclear húngara de Paks, mostró la rapidez con la que problemas locales de suministro pueden traducirse en fuertes incrementos de precios. Los mercados del sur de Europa con elevada penetración fotovoltaica y limitada capacidad de interconexión podrían experimentar las mayores oscilaciones, mientras que aquellos con mayor capacidad hidroeléctrica, flexibilidad mediante gas o amplias interconexiones estarán relativamente mejor protegidos, aunque no completamente inmunes a estos episodios.</p>