Los 6 GW de nueva capacidad solar fotovoltaica de Francia en febrero provocaron un precio negativo de la electricidad-más-esperado

Los 6 GW de nueva capacidad solar fotovoltaica de Francia en febrero provocaron un precio de la electricidad negativo antes-de lo-esperado, lo que aumentó los ingresos por arbitraje procedentes del almacenamiento de energía en un 20 %.

 

 

 

Febrero de 2026 marcó un punto de inflexión en el mercado eléctrico francés. Storio Energy, en su informe de observación mensual, destacó la temprana aparición de precios negativos de la electricidad, una importante volatilidad intradiaria y la eficacia inicial del mecanismo del mercado de 15 minutos. El mercado exhibió dos fases distintas ese mes. Los primeros diez días mantuvieron características invernales, con bajas temperaturas y altos precios spot. En la segunda mitad del mes se produjo un aumento significativo de las temperaturas y una disminución del consumo de electricidad, lo que provocó una fuerte caída de los precios, lo que dio como resultado un precio spot medio de 46 €/MWh en febrero, un nivel relativamente bajo para un mes de invierno.

 

Una característica importante y sin precedentes fue la llegada-de lo-esperado de precios negativos de la electricidad este año en febrero, mientras que en 2025 no se esperaba que ocurriera hasta finales de marzo. Este momento anterior refleja la evolución de la estructura eléctrica francesa, en particular la adición de 6 GW de capacidad solar fotovoltaica en 2025. La combinación de una importante generación de energía solar por la tarde y un débil consumo de electricidad debido a las temperaturas suaves crearon ocasionalmente un excedente de oferta, lo que provocó precios de electricidad nulos o negativos. Se prevé que la frecuencia y la magnitud del exceso de oferta alcancen niveles récord en 2026, lo que mejorará el valor desistemas de almacenamiento de bateríaspara absorber y utilizar este excedente de electricidad.

 

A pesar de los menores precios spot promedio de la electricidad en febrero, los precios máximos de la mañana y la tarde se mantuvieron sólidos, con un promedio de 108 €/MWh. La diferencia de precio media entre el precio más bajo y el más alto alcanzó así los 94 €/MWh, lo que confirma una volatilidad intradiaria estructuralmente alta. En este contexto, la rentabilidad de los sistemas de almacenamiento en baterías está aumentando. Cinco meses después de que el mercado spot francés pasara a una granularidad de 15 minutos, la mejora promedio observada en las ganancias del arbitraje fue un 20% mayor que el mecanismo horario anterior. La resolución temporal más precisa aumenta objetivamente las oportunidades para capturar las diferencias de precios, solidificando el modelo económico paraalmacenamiento de energía a corto-plazo.