Francia: 800 horas con precios negativos de electricidad

Francia ya acumula 800 horas con precios negativos de electricidad

Francia ha registrado alrededor de 800 horas con precios de electricidad negativos o cero en 2026, un máximo histórico, según datos recogidos por PV Magazine a partir del monitor de precios de la empresa de almacenamiento Storio Energy. Para ponerlo en perspectiva: en 2024 el operador de red francés RTE contabilizó 359 horas negativas, más del doble que las 147 de 2023.

Para un founder, el dato no es una curiosidad de mercado: es la señal de que el sistema eléctrico europeo está entrando en una fase de volatilidad extrema donde la flexibilidad —saber cuándo consumir y cuándo guardar— se convierte en una ventaja competitiva real.

¿Por qué el precio de la luz puede caer por debajo de cero?

El Réseau de Transport d'Électricité (RTE) explica que en el mercado mayorista los proveedores compran electricidad a un precio calculado cada cuarto de hora según oferta y demanda: el llamado precio spot. A nivel europeo rige un modelo de precios marginales, en el que la central más cara necesaria para cubrir la demanda fija el precio para todas las demás.

Cuando la producción supera al consumo y no hay suficiente flexibilidad para absorber el excedente, el precio mayorista del megavatio-hora puede caer por debajo de cero. En ese escenario, algunos productores aceptan pagar por cada MWh que vierten a la red, porque detener temporalmente una central puede costarles más que seguir generando. Esto ocurre sobre todo con plantas convencionales que no modulan su producción con facilidad.

La paradoja francesa: excedente solar y facturas al alza

Francia es una potencia nuclear, pero el verano seco redujo su producción. Según PV Magazine, en septiembre la disponibilidad nuclear cayó 3,7 GW respecto al año anterior, la eólica 2,3 GW y la hidroeléctrica 1,5 GW. Solo la solar, que subió 1,8 GW, y el gas, 1 GW, compensaron parte del descenso.

El resultado es una contradicción incómoda: aunque el país regala electricidad en ciertas horas, el coste de la luz se ha disparado. Según El País, el precio de la electricidad en Francia subió hasta un 16,7% en los últimos doce meses, un alza que ha llegado a movilizar protestas sociales.

La volatilidad es la clave. El spread diario medio en el mercado spot francés alcanzó los 214 euros/MWh, un nivel que no se veía desde 2022, con precios que oscilan entre mínimos medios de 32 euros/MWh y máximos de 247 euros/MWh. El 1 de mayo, el mercado francés llegó a marcar un mínimo de -498 euros/MWh.

España y Portugal, el otro epicentro de los precios negativos

El fenómeno no es exclusivo de Francia. España y Portugal acumularon 1.058 horas con precios negativos en el segundo trimestre de 2026, el registro más alto de Europa, según el informe European Power Market Outlook Q3 2026 de Montel recogido por Moncloa. El desglose: 596 horas en España, 462 en Portugal, 370 en Francia y 317 en Grecia.

El informe atribuye el pico a una generación solar europea que superó su récord anterior en casi un 20%. En el mercado ibérico, el suelo técnico de precios se tensó desde -500 hasta -600 euros/MWh para que el mercado pudiera seguir casando ofertas y demandas. Y aun así, el mismo trimestre registró picos superiores a 100 euros/MWh durante la ola de calor de junio en España y por encima de 600 euros/MWh en Alemania en las horas centrales de la tarde.

La lectura es directa: barato al mediodía, caro al atardecer. El problema no es que sobre energía, sino que falta capacidad para trasladarla en el tiempo.

El negocio que nace del excedente: baterías y arbitraje

Aquí es donde aparece la oportunidad. Storio Energy calculó que una batería de 1 MW / 2 MWh analizada en septiembre podía cargarse a un precio medio de 73 euros/MWh y descargarse cuando el precio alcanzaba de media los 232 euros/MWh, completando aproximadamente 1,5 ciclos al día. Según la compañía, ese activo generó un 135% más de ingresos spot que en septiembre de 2025, y su facturación acumulada anual creció un 50% respecto a 2025 y más que se duplicó frente a 2024.

El mercado ya se está moviendo. TagEnergy inauguró en el noreste de Francia una instalación de almacenamiento de 240 MW / 480 MWh —la mayor del país en operación, con tecnología Tesla Megapack—, según PV Magazine. Y Saft, filial de TotalEnergies, firmó con Axpo sus primeros contratos de almacenamiento en Francia, con proyectos de 92 MWh / 41 MW en Orbec y 30 MWh / 14 MW en Bois Paillet, con entregas previstas para principios de 2027.

El sector también genera empleo: según SolarPower Europe, la energía solar y el almacenamiento en baterías emplearon a 982.000 personas en Europa (874.000 en solar y 108.000 en almacenamiento), con una capacidad de baterías que se multiplicó por doce en cuatro años hasta unos 80 GWh.

¿Qué significa esto para tu startup?

Si tu negocio consume energía de forma intensiva —manufactura, centros de datos, logística en frío, procesamiento—, la volatilidad de precios deja de ser un tema de utilities y pasa a ser una palanca de margen.

• Revisa tu curva de consumo horaria. Si tienes procesos desplazables, moverlos a las horas de excedente (típicamente el mediodía solar) puede reducir tu coste medio de energía de forma significativa. El diferencial entre mínimos y máximos intradiarios en Francia llegó a los 214 euros/MWh de media diaria.
• Evalúa el almacenamiento como activo, no como gasto. El caso de Storio Energy muestra que el arbitraje entre carga barata y descarga en horas punta es hoy rentable en Francia. Si tu instalación ya tiene solar, hibridar con baterías es una de las vías más rápidas para ganar flexibilidad, porque ya cuentas con terreno y conexión a red.
• Blinda tus contratos de energía. Un mercado con más horas negativas exige contratos de más largo plazo, ingresos por capacidad o hibridación para que el proyecto siga siendo rentable. Si estás planificando capex energético a tres o cinco años, la volatilidad debe estar en tus supuestos financieros.
• Mira más allá de tu país. España, Portugal, Francia y Grecia concentran los episodios negativos, pero los mercados nórdicos apenas los registran. La ubicación de tus operaciones cambia radicalmente tu exposición a este fenómeno.

Conclusión: el cuello de botella ya no es generar, es almacenar

El récord francés de 800 horas con precios negativos no es un problema de exceso de renovables: es la factura de un sistema que todavía no sabe guardar el sol que le sobra al mediodía. El mercado ya lo está notando, y la flexibilidad ha dejado de ser un servicio accesorio para convertirse en el activo escaso del sistema eléctrico europeo.

Para los founders, la conclusión es doble. Primero, la energía barata existe, pero está mal distribuida en el tiempo: quien sepa capturarla tendrá una ventaja de costes. Segundo, el almacenamiento —industrial, comercial o residencial— es uno de los pocos sectores donde la demanda está garantizada por un desajuste estructural que tardará años en resolverse.

Fuentes

• Francia ya ha tenido 800 horas de electricidad gratis (y hasta de precio negativo) por estos motivos (fuente original)
• France hits record 800 hours of negative, zero electricity prices
• España y Portugal lideran Europa con 1.058 horas de precios negativos electricidad en el Q2
• Píldoras solares: Polonia subvenciona el almacenamiento doméstico, electricidad con precios negativos en España y Portugal
• El almacenamiento con baterías se consolida en España y Europa con proyectos industriales, híbridos y de gran escala