La segunda semana de mayo trajo consigo una sacudida sin precedentes para los mercados eléctricos europeos. El domingo 11, de 16:00 a 17:00, el mercado español marcó un nuevo mínimo histórico horario de ‑15,00 €/MWh.
Simultáneamente, los mercados alemán, neerlandés y belga reportaron precios de ‑250,32 €/MWh, ‑350,00 €/MWh y ‑462,33 €/MWh, respectivamente. Estas cifras no solo superan los mínimos registrados desde 2023, sino que evidencian una tensión estructural cada vez más profunda entre la creciente penetración de generación renovable y la limitada capacidad de almacenamiento e interconexión del sistema.
El fenómeno se dio, además, en un contexto en el que los precios semanales promedio aumentaron en la mayoría de los mercados eléctricos, excepto en España y Francia, donde cayeron un 20% y un 62%, respectivamente.
En contraste, Portugal —habitualmente acoplado al mercado español— vio un incremento del 106% en su media semanal, tras adoptar medidas para limitar importaciones desde España tras el apagón del 28 de abril.
Esta disociación de precios revela nuevas dinámicas de equilibrio intermercado, con implicancias directas sobre la formación de precios en los mercados de energía a plazo.
A nivel horario, la situación del 11 de mayo fue especialmente crítica. En el mercado ibérico, el tramo de precios negativos se extendió más allá del pico solar, indicando una saturación de la demanda frente a una oferta inflexible y un almacenamiento aún incipiente.
El lunes 19 de mayo, los precios volvieron a mostrar fuertes contrastes: en España, el precio medio fue de 12,85 €/MWh, con un mínimo horario de ‑2,50 €/MWh, mientras que en Portugal, el promedio fue de 14,73 €/MWh. Estos datos demuestran que la volatilidad no es episódica, sino que se está consolidando como un patrón estructural.
En paralelo, la producción solar fotovoltaica marcó máximos históricos. Portugal aumentó su generación un 62% durante la primera semana de mayo, registrando un récord diario de 26 GWh el día 6. España también mostró un incremento del 26%.
A nivel europeo, Alemania mantuvo su tendencia al alza, mientras que Francia e Italia sufrieron una contracción del 13%. En el caso de la eólica, Francia incrementó su producción un 52% y Alemania un 17%, mientras que la península ibérica mostró descensos: Portugal cayó un 46%, España un 8,5%.
Este crecimiento de la capacidad renovable, sumado a la reducción de la demanda en horas centrales y a la falta de instrumentos de almacenamiento, genera lo que diversos analistas ya califican como “efecto canibalización”: los proyectos solares y eólicos, al coincidir en su producción, desplazan a otras tecnologías pero también entre sí, erosionando el precio marginal y con ello, su propia rentabilidad.
En mercados como el español, los precios de los PPAs solares cayeron un 5% en el primer trimestre de 2025, hasta niveles que desafían los umbrales mínimos de retorno financiero para nuevos desarrollos.
Frente a este escenario, el almacenamiento energético emerge no sólo como una necesidad técnica, sino como un pilar económico para sostener la inversión en renovables.
Almacenamiento como solución
Las baterías, que ya han visto una reducción de costes por debajo de 140 $/kWh, se acercan rápidamente al umbral de rentabilidad situado en los 100 $/kWh.
Paralelamente, los nuevos esquemas de ayuda, como las subvenciones del Programa FEDER —que financian hasta el 85% del CAPEX de proyectos de almacenamiento— están generando un renovado interés en sistemas tanto a escala utility como residencial.
Este cambio de paradigma estará en el centro de los debates del Future Energy Summit Iberia 2025, que se celebrará el 24 de junio en Madrid.
El evento reunirá a más de 400 ejecutivos del sector, incluyendo representantes de Alantra, Galp, Matrix Renewables, 360Energy, Chemik, Yingli, Risen, Schletter, Repsol, EDP y BLC Power Generation. La edición 2025 se centrará especialmente en la integración de renovables, la valorización de activos, el desarrollo de PPAs flexibles y los modelos de negocio que combinan generación y almacenamiento.
En este marco, Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, expondrá sobre valorización de activos e inversión en proyectos híbridos; Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp, abordará los retos de integración en el sistema ibérico; Luis Miguel Álvarez, VP Development Europe & LatAm de Matrix Renewables, aportará su experiencia en proyectos a escala utility; y Benjamín Reynal, Director de Coordinación Operativa en 360Energy, analizará la eficiencia operativa y la expansión de la capacidad solar.
Además de los paneles técnicos, FES Iberia incluirá espacios de análisis sobre oportunidades regulatorias en el Sur de Europa, estrategias de los compradores de energía (offtakers) y una mesa dedicada a las sinergias con América Latina. La discusión sobre hibridaciones e incorporación de servicios auxiliares al diseño del sistema será central, en un contexto donde los agregadores de demanda y los modelos de flexibilidad distribuida cobran cada vez mayor protagonismo.
El desequilibrio entre generación y consumo, exacerbado por la falta de señales de precio adecuadas y un diseño de mercado todavía anclado en la lógica marginalista, requiere una respuesta multilateral.
FES Iberia 2025 se presenta como el foro donde operadores, inversores y reguladores podrán repensar colectivamente las condiciones de viabilidad técnica y económica de la transición energética, no solo en la Península Ibérica, sino a escala continental.
