Aumento negativo de los precios por hora en Europa

Imagen: Enervis

El número de horas con precios negativos de la electricidad aumentó en los mercados eléctricos europeos durante el primer semestre del año. Un factor clave fue el clima favorable para la generación solar desde marzo, con horas de sol prolongadas en gran parte del continente. Esto provocó un aumento repentino de los precios negativos, especialmente en el norte y centro de Europa, y cada vez más en el sur de Europa, durante las horas en que los sistemas fotovoltaicos funcionaban a plena capacidad.

Enervis registró el mayor número de horas con precio negativo en España, con 404, según su informe «Actualización del Mercado de Energías Renovables 2025», publicado recientemente. Casi todos los demás países también registraron nuevos récords.

Esto afectó a los llamados precios de captura para sistemas fotovoltaicos. Enervis descubrió que estos precios disminuyeron un 8% en toda Europa, aunque la variación regional fue significativa. La caída alcanzó el 26% en el sur de Europa y el 6% en Europa central, mientras que en el norte de Europa los precios de captura aumentaron un 10%. La tasa de captura refleja la diferencia entre los ingresos de la energía solar y los precios promedio del mercado en bolsa. En la mayoría de los países europeos, las tasas de captura oscilaron entre aproximadamente 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 de intercambio de electricidad negativos en los primeros cinco meses del año. En cambio, 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 expansión de la capacidad solar y a la generación simultánea. También plantea dudas sobre la viabilidad financiera a largo plazo de los proyectos solares comerciales.

Sin una implementación más rápida del almacenamiento en baterías, mayor flexibilidad en la demanda o una reforma de las estructuras del mercado eléctrico, es probable que esta tendencia continúe, según Enervis. El almacenamiento en coubicación puede ayudar a estabilizar los ingresos de los proyectos con contratos de compra de energía (PPA). Sin embargo, las primas actuales de los PPA para estos sistemas suelen ser demasiado bajas para garantizar la rentabilidad. Podría necesitarse apoyo político para impulsar el modelo.

La participación de Alemania (28%) fue superada únicamente por España (34%) y los Países Bajos (30%). En Bélgica, el 28% de la producción solar coincidió con precios negativos. Austria registró el 23%, mientras que Suiza registró el 17%. Grecia y el Reino Unido fueron los menos afectados, con tan solo el 1% y el 3%, respectivamente.

Enervis prevé un aumento continuo de las horas con precio negativo en los próximos años. La actualización de 2025 proyecta esta tendencia para casi todos los países europeos hasta 2035. España podría ser la excepción, con un posible estancamiento en los próximos dos años, seguido de una disminución de las horas con precio negativo a partir de 2028. En Alemania, Enervis prevé un pico en 2034, con 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 energías renovables y almacenamiento en baterías. Enervis proyecta que la capacidad de generación de energías renovables en Europa aumentará en 391 GW, hasta alcanzar aproximadamente 1300 GW para 2030. Se espera que las instalaciones de almacenamiento en baterías aumenten en unos 108 GW durante el mismo período, alcanzando los 175 GW. Para 2030, se prevé que la capacidad instalada de sistemas de baterías a gran escala supere la del almacenamiento fotovoltaico residencial.