Los precios eléctricos negativos marcaron un nuevo máximo histórico en el primer trimestre en la península ibérica, impulsados por un récord de generación renovable en Europa.
Según el último informe trimestral sobre el mercado eléctrico europeo elaborado por la firma de análisis Montel, en España se contabilizaron 397 horas con precios negativos entre enero y marzo, una cifra muy superior a las 48 horas registradas en el mismo periodo de 2025 y cercana al total anual de ese año (555 horas). Portugal, por su parte, sumó 222 horas con precios por debajo de cero en esos tres meses.
El auge de la producción solar fue el principal detonante de esta dinámica, especialmente durante las horas centrales del día. Un ejemplo claro se produjo el 21 de febrero, cuando entre las 12:00 y las 12:45 CET el precio descendió hasta -58,60 €/MWh, coincidiendo con una generación solar de 15,6 GW frente a una demanda de 24,6 GW.
Este comportamiento contrasta con el resto de Europa, donde ningún país superó las 53 horas de precios negativos en el trimestre. La explicación radica, en gran medida, en unas temperaturas más suaves en la península ibérica, que evitaron el repunte de la demanda observado en otras regiones, especialmente en el norte de Europa.
Según Jean-Paul Harreman, director de Montel EnAppSys, la evolución futura seguirá muy condicionada por la meteorología, aunque el crecimiento estructural de la energía solar apunta a nuevos récords. A pesar de las limitadas horas de luz propias del invierno, la producción solar del primer trimestre ya fue elevada, reflejando el rápido aumento de la capacidad instalada. De cara al verano, se prevé que los niveles de generación superen los máximos alcanzados el año pasado.
En este contexto, no sería sorprendente que los precios negativos continúen batiendo récords a lo largo de 2026. El alargamiento de los días en el segundo trimestre, unido al aumento de la capacidad solar, podría intensificar aún más este fenómeno.
A nivel europeo, la generación renovable total alcanzó los 384,9 TWh en el primer trimestre, impulsada por un récord de producción solar (52,6 TWh, un 15% más interanual), junto con una recuperación de la eólica y una sólida aportación hidroeléctrica.
De cara al segundo trimestre, el informe anticipa periodos prolongados de excedentes renovables que podrían traducirse en más episodios de precios negativos, así como en vertidos de energía y ajustes en la producción nuclear durante los picos solares o en situaciones de alta generación eólica nocturna y en fines de semana.
Al mismo tiempo, se esperan precios elevados en las horas de la tarde, cuando la caída de la generación renovable obligue a recurrir a los ciclos combinados, más expuestos al coste del gas.
Harreman también advierte de que, aunque la demanda tenderá a moderarse con temperaturas más altas, posibles episodios de calor extremo podrían tensionar el sistema, especialmente en un contexto de niveles de almacenamiento de gas relativamente bajos.
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