El número de horas con precios negativos de la electricidad aumentó en los mercados eléctricos europeos durante el primer semestre del año. Uno de los factores clave fue el clima favorable para la generación solar desde marzo, con muchas horas de sol en gran parte del continente. Esto provocó un aumento de los precios negativos, especialmente en el norte y el centro de Europa, y cada vez más en el sur, durante las horas en que los sistemas fotovoltaicos funcionaban a pleno rendimiento.
Enervis registró el mayor número de horas con precios negativos en España, con 404, según el «Informe sobre el mercado de las energías renovables 2025» publicado recientemente por la empresa (un informe de Móntelas registró 459 horas negativas para nuestro país en el mismo periodo). Casi todos los demás países también registraron nuevos récords.
Esto afectó a los denominados precios de captura de los sistemas fotovoltaicos. Enervis constató que los precios de captura descendieron un 8 % en toda Europa, aunque las variaciones regionales fueron significativas. La caída alcanzó el 26 % en el sur de Europa y el 6 % en Europa Central, mientras que los precios de captura en el norte de Europa aumentaron un 10 %. La tasa de captura refleja la diferencia entre los ingresos solares y los precios medios del mercado en la bolsa. En la mayoría de los países europeos, las tasas de captura oscilaron entre el 40 % y el 60 % a principios de 2025.
En Alemania, Enervis descubrió que alrededor del 28 % de la producción solar potencial se produjo durante períodos de precios negativos de la electricidad en bolsa en los primeros cinco meses del año. Por el contrario, solo alrededor del 7 % de la generación eólica terrestre se vio afectada. Esto supone un fuerte aumento con respecto al mismo período de 2024, cuando el 18 % de la generación solar coincidió con precios negativos. El informe atribuye esto a la ampliación de la capacidad solar y a la generación simultánea. También plantea preocupaciones sobre la viabilidad financiera a largo plazo de los proyectos solares comerciales.
Sin un despliegue más rápido del almacenamiento en baterías, una mayor flexibilidad de la demanda o una reforma de las estructuras del mercado eléctrico, es probable que esta tendencia continúe, según Enervis. El almacenamiento coubicado puede ayudar a estabilizar los ingresos de los proyectos de acuerdos de compra de energía (PPA). Sin embargo, las primas actuales de los PPA para estos sistemas suelen ser demasiado bajas para garantizar la rentabilidad. Es posible que se necesite apoyo político para impulsar este modelo.
La cuota del 28 % de Alemania solo fue superada por España (34 %) y los Países Bajos (30 %). En Bélgica, el 28 % de la producción solar coincidió con precios negativos. Austria registró un 23 %, mientras que Suiza registró un 17 %. Grecia y el Reino Unido fueron los menos afectados, con solo un 1 % y un 3 %, respectivamente.
Enervis prevé que las horas con precios negativos sigan aumentando en los próximos años. La actualización de 2025 proyecta esta tendencia para casi todos los países europeos hasta 2035. España podría ser una excepción, con una posible estabilización en los próximos dos años, seguida de un descenso de las horas con precios negativos a partir de 2028. En Alemania, Enervis prevé un pico en 2034 de unas 1300 horas. No se espera que se supere la marca de las 1000 horas hasta 2039.
El informe también incluye previsiones actualizadas sobre la capacidad de almacenamiento en baterías y energías renovables. Enervis prevé que la capacidad de generación renovable en Europa crecerá en 391 GW hasta alcanzar unos 1300 GW en 2030. Se espera que las instalaciones de almacenamiento en baterías aumenten en unos 108 GW durante el mismo periodo, hasta alcanzar los 175 GW. Para 2030, se prevé que la capacidad instalada de sistemas de baterías a gran escala supere a la del almacenamiento fotovoltaico residencial.
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