Se prevé que la frecuencia de los precios negativos de la energía alcance niveles récord en algunas partes de Europa en las que la producción fotovoltaica registrará nuevos máximos en el segundo trimestre de este año. Esa fue la conclusión principal de un nuevo informe sobre el mercado eléctrico europeo elaborado por la empresa noruega de análisis de datos energéticos Montel Analytics.
El estudio destaca una tendencia al alza de los precios negativos en toda Europa, con la zona de Suecia liderando el mayor número (506 horas) en los primeros seis meses de 2025. Según Montel, el número de horas negativas superó las 300 en los siguientes países: España (con 459 horas), los Países Bajos (408), Alemania (389), Francia (363), Bélgica (361), Finlandia (363) y Dinamarca (326).
La tendencia de precios por debajo de cero se vio impulsada principalmente por el aumento de los niveles de generación fotovoltaica, que alcanzaron un récord en los tres meses hasta junio. En concreto, en el segundo trimestre fue de 104,4 TWh en la región, con Alemania (29,0 TWh), España (15,8 TWh) y Francia (9,9 TWh) como principales contribuyentes. Los mayores aumentos con respecto al segundo trimestre de 2024 se observaron en Alemania (4,9 TWh, 20 %) y el Reino Unido (2,1 TWh, 40 %), mientras que Francia, Suiza, Rumanía y Bélgica registraron tasas de crecimiento del 30 % o más.
Mientras que la producción fotovoltaica fue elevada, la de carbón y lignito se hundió hasta un mínimo trimestral histórico de 52,5 TWh, lo que supone un descenso del 11 % con respecto al segundo trimestre de 2024.
Jean-Paul Harreman, director de Montel Analytics, afirma que “los precios negativos de la electricidad alcanzarán niveles récord en algunas partes de Europa en el tercer trimestre. Esta tendencia está impulsada por la continua expansión de la capacidad renovable, en particular la fotovoltaica, sin un aumento proporcional de la demanda subyacente”.
Europa Central y Occidental registrarán los mayores diferenciales entre la producción solar al mediodía y los picos de demanda por la tarde. Es probable que Alemania, los Países Bajos y Bélgica sigan experimentando precios negativos por la tarde, seguidos de precios elevados por la noche, a medida que aumenta la capacidad de los combustibles fósiles.
«Se está observando una tendencia similar en algunas partes del sureste de Europa. Sin embargo, se prevé que las limitaciones de la infraestructura de la red y la capacidad de interconexión transfronteriza reduzcan la capacidad de esta región para beneficiarse de los precios más bajos de los mercados vecinos», explican los autores del informe.
También se prevé que el tercer trimestre de 2025 se caracterice por las restricciones continuas relacionadas con el parque nuclear francés. Las interrupciones del servicio por corrosión siguen siendo un factor importante, y las restricciones al uso del agua de refrigeración, provocadas por el aumento de la temperatura de los ríos, pueden limitar la producción nuclear, especialmente durante las horas de mayor calor de la tarde. Los efectos secundarios pueden observarse al inicio de la noche, cuando los países vecinos que dependen de las exportaciones francesas pueden verse obligados a activar la generación térmica nacional, más cara, a medida que disminuye la producción solar.
En conclusión, los problemas nucleares franceses, combinados con los precios negativos, los riesgos geopolíticos, las limitaciones hidroeléctricas y los cuellos de botella en las interconexiones crean un entorno difícil para la descarbonización en Europa. Jean-Paul Harreman afirma que «En conjunto, estas dinámicas dibujan un panorama complejo, en el que pueden coexistir precios mínimos históricos y picos vespertinos máximos, lo que pone de relieve los retos estructurales a los que se enfrenta el sistema eléctrico europeo en esta era de transición».
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