Francia alcanza los -498 €/MWh y el gas encarece las horas puntas un 243% en España

El mercado eléctrico europeo está experimentando una transformación acelerada impulsada por la creciente penetración de las energías renovables. Los últimos datos de Francia y España muestran dos caras de una misma realidad: mientras la generación renovable presiona los precios a la baja durante determinadas horas del día, la dependencia de tecnologías de respaldo sigue provocando fuertes tensiones en los periodos de máxima demanda. El resultado es un aumento sin precedentes de la volatilidad horaria, que está modificando tanto la operación de los sistemas eléctricos como la rentabilidad de tecnologías como el almacenamiento en baterías.

Francia protagonizó uno de los episodios más llamativos del año al registrar el pasado 1 de mayo un precio horario de -498 €/MWh, uno de los valores más bajos observados hasta la fecha en Europa. A las 14:00 horas el mercado volvió a marcar un precio de -471 €/MWh, muy por debajo del mínimo registrado en la misma jornada de 2025, cuando el precio alcanzó los -118 €/MWh.

La combinación de una demanda reducida por el festivo nacional, una elevada producción renovable y la limitada capacidad de modulación del parque nuclear francés provocó este desplome histórico. Desde comienzos de 2026, Francia acumula ya cerca de 450 horas con precios nulos o negativos, frente a las aproximadamente 320 horas registradas durante el mismo periodo del año anterior. Solo en mayo, el 80% de los días presentaron precios cero o negativos y casi dos tercios de las horas comprendidas entre las 13:00 y las 17:00 estuvieron afectadas por esta situación.

Sin embargo, la caída de los precios en las horas centrales del día convive con fuertes repuntes en otros momentos. El diferencial entre la hora más barata y la más cara alcanzó en mayo los 141 €/MWh, un nivel superior incluso al observado durante la crisis energética de 2022. Esta creciente dispersión de precios está convirtiendo al almacenamiento en baterías en uno de los grandes beneficiados del nuevo escenario. Según los cálculos de Storio Energy, una batería de 1 MW y 2 MWh cargó en mayo a un precio medio de -8 €/MWh y descargó a 111 €/MWh, completando alrededor de 1,2 ciclos diarios. Como consecuencia, los ingresos por arbitraje en el mercado spot aumentaron un 34% respecto al mismo periodo de 2025.

Las horas punta se encarecen un 243% en España

El mercado eléctrico español registró en mayo un precio medio del POOL de 54,23 €/MWh, un 27,8% más que en abril y un 220,3% superior al de mayo de 2025. El incremento estuvo impulsado por una mayor demanda eléctrica (+4,2%), una caída de la generación eólica (-16%) y un aumento de la producción de ciclos combinados de gas (+6%), en un contexto marcado además por el encarecimiento del gas natural, cuyo precio fue un 35% superior al de hace un año.

La creciente penetración fotovoltaica (+27% interanual) favoreció la aparición de precios cero o negativos entre las 10:00 y las 18:00 horas. Sin embargo, durante las horas de mayor demanda, la mayor participación de los ciclos combinados elevó los precios por encima de los 90 €/MWh. Como resultado, las horas punta se encarecieron un 243% respecto a mayo de 2025, reflejando un fuerte aumento de la volatilidad intradía.

A pesar de esta subida, los costes regulados del sistema descendieron hasta 21,97 €/MWh, situando el precio medio final de la electricidad en 76,20 €/MWh. Además, España mantuvo una posición competitiva frente a otros mercados europeos, con un precio medio un 44,1% inferior al de Alemania, gracias al menor peso de la generación térmica con gas y carbón (18,8% frente al 34,1% alemán) y al respaldo de la energía nuclear, que aportó el 17,1% de la generación nacional.

La producción eléctrica española aumentó un 5% impulsada por las exportaciones a Portugal, mientras que la demanda creció un 1,2% interanual. Por su parte, los mercados de futuros reflejan una creciente tensión energética en Europa: los contratos para el segundo semestre de 2026 cotizan en torno a 90 €/MWh y los de 2027 superan los 60 €/MWh, en un contexto condicionado por la incertidumbre geopolítica y la evolución del precio del gas y de los derechos de emisión de CO₂.