El texto que sigue es una versión editada de una visión originalmente publicada en CRU Online, fechada el 17 de abril de 2026. Para la versión completa, contáctanos aquí.
precios de la electricidad en Europa están muy por debajo del pico de la crisis de 2022, pero el mercado eléctrico de la UE no ha vuelto a su estructura previa a la crisis. Para los compradores industriales, fijarse en el precio medio anual ya no es suficiente. El riesgo crítico ahora radica en el comportamiento del mercado bajo presión: la creciente brecha entre los precios negativos durante los repuntes de renovabilidad y los picos de escasez cuando se requiere gas para satisfacer la demanda.
Navegar por este panorama requiere gestionar tres riesgos concurrentes:
- La persistente influencia del gas en los precios durante periodos en los que la demanda no puede ser cubierta por las renovables
- La volatilidad creada por el crecimiento de la capacidad renovable supera la flexibilidad del sistema,
- Y una pila de costes entregados donde los cargos y gravámenes de la red mantienen las facturas altas incluso cuando los mercados mayoristas se debilitan.
El mercado post-crisis tiene un nuevo panorama
Para 2025, los precios medios de la energía habían caído considerablemente desde la crisis de 2022. En Alemania, el precio medio con anticipación de un día cayó de unos 235 €/MWh en 2022 a unos 89 €/MWh en 2025. Mirando solo la media, uno podría concluir que la crisis ha terminado.
Sin embargo, la distribución de esos precios cuenta otra historia. El rango entre el percentil 5 y 95 de precios en Alemania seguía siendo de unos 162 €/MWh en 2025, en comparación con solo 48 €/MWh en 2019. Vemos el mismo patrón en España, donde el rango de precios era casi cuatro veces más amplio en 2025 que en 2019. Esta dispersión más amplia va acompañada de un fuerte aumento de las horas de precios negativos en todo el continente, lo que pone de manifiesto un cambio fundamental en la dinámica del mercado.
Las renovables reducen la dependencia del combustible pero aumentan la volatilidad
El crecimiento de la generación eólica y solar es clave para esta nueva realidad. Una mayor producción renovable reduce el número de horas necesarias para generación térmica, debilitando la transmisión de los precios del gas durante largos periodos. En Alemania, la cuota de carga de la energía eólica y solar aumentó de aproximadamente un 33% en 2019 a un 44% en 2025, con ganancias similares en España y Francia.
Estos cambios son significativos y ayudan a explicar por qué los precios de la electricidad pueden ahora desacoplarse del gas durante períodos más largos . Sin embargo, una mayor penetración de las renovables también genera más horas con precios muy bajos y a veces precios negativos, cuando la oferta es abundante y la demanda no es lo suficientemente flexible. Esto es exactamente lo que vimos en 2025: las horas de precios negativos subieron a aproximadamente un 6,6% en Alemania, 6,7% en los Países Bajos, 6,3% en España y 5,9% en Francia.
Esto no es una señal de que las renovables hayan fracasado, sino más bien de que el mercado depende ahora más de la flexibilidad. Sin suficiente almacenamiento, respuesta a la demanda y capacidad de red, el mercado oscila entre excedente y escasez. Cuando la producción renovable es fuerte, los precios pueden caer hasta cero o por debajo. Cuando es débil, el sistema sigue necesitando generación térmica, y los precios pueden reconectarse bruscamente con los costes del gas y el carbono.
Los riesgos a nivel de país están divergiendo
El choque gasoso de Ormuz de 2026, vinculado a recientes alteraciones en el Estrecho, demuestra cómo el mismo evento produce ahora resultados muy diferentes. El impacto elevó los precios del gas TTF europeo, pero el impacto en los precios de la electricidad no fue uniforme.
En Italia, que sigue siendo muy sensible a los precios del gas, los precios de la electricidad en el día de antelación aumentaron casi uno a uno con el movimiento del gas. En cambio, en Alemania, España y Francia, los precios medios de la electricidad en marzo y principios de abril de 2026 fueron en realidad más bajos que en los dos meses anteriores, a pesar del precio más alto del gas. Esto se debía a que las condiciones favorables de renovables y carga reducían la necesidad de generación a gas. El choque del precio de la gasolina fue real, pero solo afectó con fuerza donde el sistema eléctrico lo necesitaba en el margen.
Esta divergencia también se aplica al coste total de la electricidad. En mercados como Chequia, Alemania y Eslovaquia, los costes no energéticos, como los cargos y gravámenes de red, constituyen una parte importante y creciente de la factura final. Esto crea un piso de coste estructuralmente alto, lo que significa que, incluso cuando los precios mayoristas son bajos, los usuarios industriales en estos países pueden enfrentarse a costes totales más altos que aquellos en mercados con mayor volatilidad de precios al por mayor pero cargos regulados más bajos.
Para los compradores industriales, gestionar la adquisición de energía ya no se limita solo a la exposición mayorista al gas. Se trata de comprender la compleja interacción entre la volatilidad del precio al contado, la flexibilidad del sistema y los componentes no energéticos persistentemente altos del proyecto de ley.
Para las empresas que buscan gestionar este cambiante panorama de riesgo, El servicio de Transición Energética y Descarbonización de CRU puede ayudar a evaluar la exposición, identificar presiones estructurales de costes e informar la estrategia empresarial a medida que el mercado energético de la UE continúa evolucionando. Contáctanos para hablar más.
