España y Portugal acumularon 1.058 horas de precios negativos de electricidad en el segundo trimestre de 2026, el registro más alto de Europa, en un trimestre de récord solar, según el análisis de Montel.
Un trimestre de sol récord que hunde el precio del mediodía
La generación solar europea superó su récord anterior en casi un 20%, impulsada por periodos prolongados de altas presiones y una insolación abundante. Ese aumento de producción provocó excedentes recurrentes en torno al mediodía y empujó los precios intradiarios a niveles negativos históricos en varios mercados. El resultado es una foto muy desigual por país. Vamos a los datos.
El reparto de horas con precios negativos cambió respecto al año anterior. España registró el mayor número de Europa, con 596 horas, seguida de Portugal con 462, Francia con 370 y Grecia con 317. Los mercados nórdicos, en cambio, apenas acumularon episodios de este tipo. El informe atribuye esas diferencias al ritmo de instalación de nueva capacidad solar y a los patrones de demanda de cada sistema eléctrico.
En el mercado ibérico, gestionado por OMIE, el suelo técnico de precios se tensó hasta niveles inéditos. A finales de abril, algunos mercados europeos se acercaron al límite de -500 euros por MWh, un suelo que después se rebajó hasta -600 euros por MWh para que el mercado pudiera seguir casando ofertas y demandas. El excedente no es abundancia.
📊 Impacto ecológico en cifras
- Horas con precios negativos: 596 en España y 462 en Portugal, las dos cifras más altas de Europa en el segundo trimestre de 2026.
- Récord solar europeo: la generación fotovoltaica del continente superó en casi un 20% su máximo anterior.
- Suelo técnico de precios: de -500 a -600 euros por MWh en apenas unas semanas.
- Equivalencia tangible: el excedente del mediodía convivió con picos superiores a 100 euros por MWh durante la ola de calor de junio.
La otra cara del récord: picos de 600 euros cuando se apaga el sol
El mismo trimestre que hundió el mediodía disparó las horas punta. En Alemania, los precios superaron los 600 euros por MWh durante las horas centrales de la tarde. En España, los precios diarios y semanales rebasaron los 100 euros por MWh durante la ola de calor de finales de junio, justo después de una fase de generación renovable muy alta y precios negativos al mediodía.
Un precio negativo no es energía gratis: es la factura de un sistema que todavía no sabe guardar el sol que le sobra al mediodía.
Ese patrón se repite en buena parte del continente: excedente barato cuando el sol aprieta y tensión de precios cuando la demanda sube y la fotovoltaica se apaga. La combinación revela el cuello de botella real, que no es otro que la falta de recursos flexibles capaces de mover la energía de unas horas a otras o de un nudo de red a otro.
Sin almacenamiento ni red, el récord solar se convierte en volatilidad: barato al mediodía, caro al atardecer.
La flexibilidad se retira del mercado diario
Montel detecta además un movimiento silencioso pero decisivo. Algunas centrales térmicas flexibles, operadores de almacenamiento y grandes consumidores industriales han dejado de presentar ofertas en los mercados diarios cuando el precio entra en terreno negativo. Prefieren reservar su capacidad para para el mercado intradiario o para los servicios de balance del sistema.
Esa retirada tiene consecuencias medibles. Traslada más actividad de equilibrio al intradiario, puede aumentar la volatilidad de los precios y eleva el valor de los recursos que responden con rapidez a los desajustes entre generación y demanda. La flexibilidad deja así de ser un servicio accesorio para convertirse en el activo escaso del sistema eléctrico europeo. El mercado ya lo nota.
El informe apunta las palancas que reclama el mercado: refuerzo de red, zonas de oferta más granulares para reflejar la congestión local y mecanismos de reducción y redespacho más rápidos. Son medidas que afectan de lleno a operadores como Red Eléctrica y a la arquitectura que diseña Bruselas para el mercado interior de la electricidad.
Lo que el dato exige: más red, más baterías y mercados más finos
España ya ha vivido episodios parecidos. Los récords de horas negativas se han encadenado en los últimos ejercicios al calor de la mayor potencia solar del país, y cada vez se concentran más en primavera y verano, cuando coinciden una generación alta con una demanda moderada. Lo que este trimestre añade es el contraste: el mismo sistema que regala electricidad al mediodía la encarece por la tarde.
Aquí conviene no confundir dos cosas. Que el mercado pague por producir no significa que la energía sobre; significa que falta capacidad para trasladarla en el tiempo o para llevarla donde se necesita. La fotovoltaica española ha crecido a un ritmo que las redes, las baterías y la respuesta de la demanda todavía no han igualado, y el resultado son precios que oscilan entre el suelo técnico y el pico de la ola de calor. El coste no desaparece: se aplaza.
La letra pequeña importa. La reforma del diseño del mercado eléctrico europeo, los objetivos de despliegue de almacenamiento y los planes de refuerzo de red del MITECO apuntan en la dirección correcta, pero a un ritmo que se mide en años. Para el inversor, un mercado con más horas negativas exige contratos de más largo plazo, ingresos por capacidad, o hibridación con baterías para que el proyecto siga siendo rentable.
Queda la lectura intergeneracional, sencilla aunque incómoda. Un sistema eléctrico que no invierte en flexibilidad traslada el coste de su propio desorden a la próxima década: precios más volátiles, más recortes de producción renovable y menos incentivo para seguir instalando potencia limpia. El récord solar no es el problema; no haber preparado la red para aprovecharlo, sí lo es.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: el sistema ibérico concentra ya 1.058 horas de precios negativos en un solo trimestre, señal de una generación solar que cubre con holgura las horas centrales del día.
- Modelo que cambia: el mercado diseñado para centrales que producen a demanda deja paso a uno que retribuye la flexibilidad, el almacenamiento y el traslado de energía entre horas.
- Para las próximas generaciones: una red con más baterías y mejores señales de precio convierte el excedente solar de hoy en electricidad disponible y barata mañana.
