España y Portugal registraron el mayor número de horas con precios negativos de la electricidad de Europa en el segundo trimestre de 2026. España sumó 596 horas por debajo de cero y Portugal 462. Así lo recoge el informe European Power Market Outlook Q3 2026 de Montel, según publica pv magazine.
Las cifras
- España: 596 horas con precio negativo.
- Portugal: 462 horas.
- Francia: 370 horas.
- Grecia: 317 horas.
- Los mercados nórdicos tuvieron bastantes menos periodos con precios negativos.
Para hacerse una idea: un trimestre tiene unas 2.180 horas. En España, el precio estuvo por debajo de cero más de una cuarta parte del tiempo, sobre todo en las horas centrales del día.
Por qué ha ocurrido
La generación solar europea superó su récord anterior en casi un 20 % en el segundo trimestre. Un tiempo anticiclónico estable y mucho sol provocaron excedentes recurrentes a mediodía, que llevaron los precios intradiarios a mínimos negativos históricos. A finales de abril, los precios de algunos mercados se acercaron al límite técnico de −500 €/MWh. Desde entonces, ese límite se ha rebajado a −600 €/MWh.
Las diferencias entre países se explican por la velocidad a la que ha crecido la potencia solar y por cómo se reparte la demanda a lo largo del día. La península ibérica combina mucha fotovoltaica con una interconexión limitada con el resto de Europa, de modo que los excedentes del mediodía tienen pocas salidas.
Barato a mediodía, caro por la tarde
El mismo trimestre mostró también la otra cara. Durante la ola de calor de finales de junio, los precios diarios y semanales en España superaron repetidamente los 100 €/MWh, justo después de un periodo de precios negativos a mediodía. En Alemania, los precios superaron los 600 €/MWh en la punta de la tarde. El diferencial entre una tarde soleada y la punta vespertina es cada vez mayor, y es precisamente con ese diferencial con el que ganan dinero los activos flexibles.
La flexibilidad se desplaza al intradiario y al balance
Montel observa un cambio de comportamiento: algunas centrales térmicas flexibles, operadores de almacenamiento y consumidores industriales ya no pujan a precios negativos en la subasta diaria. Reservan su capacidad para los mercados intradiarios o de balance. Eso puede aumentar la volatilidad de los precios intradiarios y hace crecer la demanda de flexibilidad que reaccione rápido. Como medidas estructurales, el informe señala el refuerzo de la red, zonas de oferta más pequeñas y mecanismos de recorte y redespacho más rápidos.
Qué significa esto para sus proyectos
Una instalación solar que sigue inyectando con precios negativos paga por producir. Una batería que solo sigue un horario fijo se pierde las horas que importan. Un EMS que planifica con antelación según los precios del mercado diario, recorta la producción solar cuando el precio baja de cero, carga el almacenamiento con el excedente del mediodía y descarga en la punta de la tarde convierte esa volatilidad en ingresos. El EMS de Voltmasters lo hace con independencia de la marca, cuarto de hora a cuarto de hora. En España y Portugal trabaja con los precios del mercado local, cumple los requisitos de las distribuidoras locales y funciona en español y en portugués.
Un anticipo para el resto de Europa
La península ibérica no es una excepción, va por delante. Todo mercado que siga añadiendo fotovoltaica más rápido que flexibilidad verá más horas por debajo de cero y puntas vespertinas más pronunciadas. Para los instaladores, eso significa diseñar cada nuevo proyecto solar pensando desde el primer día en el recorte y el almacenamiento, en lugar de añadirlos después.
Siguiente paso
¿Trabaja en un proyecto solar o de almacenamiento en el que un control inteligente puede marcar la diferencia? Hablemos o descubra más sobre el EMS de Voltmasters.
Fuente: Spain and Portugal record Europe's highest number of hours with negative electricity prices in Q2 (pv magazine, 6 de octubre de 2026, en inglés), basado en el European Power Market Outlook Q3 2026 de Montel.