Alemania, Francia y Países Bajos desperdiciaron entre los tres 3,9 TWh de generación renovable en 2025, según un análisis de la consultora energética Montel Analytics, que identifica niveles récord de vertidos en los tres mercados. El fuerte despliegue fotovoltaico ha intensificado los picos de generación al mediodía, contribuyendo a fenómenos de canibalización de precios y a un aumento de las horas con precios negativos en el mercado diario. Estos tres países concentraron más del 80% de la energía renovable vertida en el conjunto de mercados estudiados. Además, todos registraron máximos históricos de horas con precios negativos en 2025: 539 horas en Alemania, 509 en Francia y 584 en Países Bajos.
El informe European price sensitive curtailment report 2025 de Montel analiza los volúmenes de vertido comercial en diez países europeos en los que no ha incluido a España e Italia «debido a diferencias en la normativa y la publicación de datos», según explican desde Montel, y añaden que su objetivo es añadir información sobre estos mercados en la próxima edición de este informe. «La restricción técnica es una parte inherente de las operaciones diarias en el mercado español, que registra muchos precios negativos», señalan. No obstante, tras el histórico apagón de abril de 2025, los recortes técnicos en generación renovable en España se situaron en promedio entre un 8 % y un 10 % de la producción en ciertos periodos, con picos superiores al 20 % en días concretos. En julio de 2025, el vertido de energía renovable alcanzó hasta el 11 % de la electricidad renovable generada debido a limitaciones técnicas de la red, lo que equivalió a más de 1 100 GWh de energía renovable no integrada en el sistema por restricciones de transporte y estabilidad del operador del sistema.
Alemania lideró el volumen de recortes, con 1.749,7 GWh de renovables vertidos, casi un 25% más que en 2024 y por encima del anterior récord de 2020. Según el estudio, los precios negativos están apareciendo cada vez antes en el año, con picos solares que comienzan ya en abril y se prolongan hasta finales de septiembre. Entre las causas, Montel destaca el rápido crecimiento de la capacidad solar, la desalineación temporal entre generación renovable y demanda eléctrica, la limitada flexibilidad del mix térmico y la insuficiente capacidad de almacenamiento y gestión de la demanda a corto plazo. En este contexto, el vertido comercial se interpreta como un resultado estructural de la transición energética, en la que la potencia renovable crece más rápido que la capacidad del sistema para absorberla y desplazarla.
Francia mostró una tendencia similar, con 1.429 GWh de renovables recortados en 2025. El informe considera estos vertidos un “resultado de mercado racional” dada la elevada penetración solar, la rigidez de la generación nuclear de base, el débil crecimiento de la demanda y la escasa flexibilidad disponible. Sin una electrificación más rápida, mayor gestión de la demanda y más almacenamiento, el vertido comercial podría consolidarse como un rasgo estructural del sistema eléctrico francés.
En Países Bajos, el recorte alcanzó 708,6 GWh. Montel lo atribuye a un desequilibrio persistente entre el ritmo de crecimiento de la capacidad renovable y el desarrollo de recursos de flexibilidad. Aunque avanza la electrificación de la calefacción, el transporte y la industria, aún no es suficiente para absorber los picos de producción solar.
En el resto de países analizados, los volúmenes fueron menores: Finlandia (296,9 GWh), Suiza (172,7 GWh), Gran Bretaña (92,6 GWh), Polonia (71,1 GWh), Bélgica (58,2 GWh), Hungría (53,8 GWh) y Austria (34,9 GWh).
De cara a 2026, Montel apunta a una mayor implantación de regímenes de apoyo basados en mercado, como los contratos por diferencia (CfD) bidireccionales. Estos mecanismos pueden suspender pagos en horas de precios negativos, reduciendo distorsiones, limitando la sobreproducción e integrando mejor la generación limpia en el mercado. El informe también sugiere que Alemania, como mercado más maduro en la gestión de precios negativos y vertidos comerciales, podría marcar la referencia de comportamiento para otros sistemas eléctricos europeos, especialmente por la elevada liquidez de su mercado intradiario y la presencia de numerosos agentes especializados en optimización y representación de activos renovables.
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