El primer dunkelflaute de la temporada ya se nota en el precio de la electricidad. Las rachas prolongadas de nubes y la calma de viento han hundido la generación solar y eólica en el norte de Europa y obligan al sistema a tirar de respaldo fósil justo cuando arranca la temporada de mayor consumo.
He seguido la evolución de los mercados mayoristas y el patrón se repite con una fidelidad incómoda. El precio day-ahead alemán superó los 300 euros por megavatio hora el jueves 29 de octubre, casi el doble de la media mensual, y en la punta de la tarde llegó a rebasar los 500 euros. Son niveles que devuelven al debate energético europeo una pregunta que parecía resuelta: qué ocurre cuando el sol y el viento desaparecen al mismo tiempo.
La ‘dunkelflaute’ en cifras: menos producción y más respaldo fósil
El término alemán describe un periodo prolongado en el que la generación eólica y solar caen a la vez. En el norte de Europa se concentra entre octubre y febrero, agravado por días más cortos, nubosidad densa y niebla persistente. Coincide, además, con el pico de demanda por calefacción.
- 25,4% de cuota solar en el mix eléctrico de la UE en junio, frente al 13,2% de octubre, según las cifras recogidas por Euronews.
- 300 euros/MWh de precio day-ahead alemán el 29 de octubre, con picos horarios por encima de 500 euros en la punta de la tarde.
- 42.900 millones de euros ahorrados en importaciones de gas por el despliegue solar europeo desde el inicio del conflicto con Irán, el 28 de febrero.
- Entre el 25% y el 35% de la producción solar anual de una vivienda británica se genera en invierno, según el comercializador Good Energy.
La consecuencia técnica es una sustitución forzada. Cuando la renovable cae, entra el ciclo combinado de gas, que es la tecnología que suele fijar el precio marginal en los mercados europeos. El resultado no es un apagón: es una factura más alta para quien compra y un margen extra para quien genera con fósil.
“Apenas estamos produciendo energía. Es muy desalentador ver que importamos tanta electricidad cuando nos hemos gastado miles de euros en un sistema solar.” — Residente anónimo del Reino Unido con 12 paneles y 6,36 kW instalados, a Euronews Earth, 5 de noviembre de 2026
Su caso sirve de termómetro doméstico. El miércoles 4 de noviembre sus paneles generaron 10,90 kWh y la vivienda importó otros 27,40 kWh de la red. Al día siguiente, con el cielo cubierto de principio a fin, la producción cayó a 2,40 kWh y la importación subió a 20,60 kWh, pese a contar con una batería de 11,52 kWh que carga por la noche en tarifa valle.
Lo que el episodio revela: el respaldo fósil sigue fijando el precio
Lo que veo aquí es un problema estructural que el despliegue renovable no resuelve por sí solo. El invierno europeo combina dos curvas que se mueven en direcciones opuestas: la generación solar se desploma y la demanda de calefacción sube. Un dunkelflaute de varios días es poco frecuente, pero cuando llega concentra todo el riesgo en la misma ventana de horas. La hidráulica ayuda y su producción en la UE ya empezó a crecer en octubre, aunque su capacidad de respuesta es limitada si la sequía se prolonga.
Hay una segunda contradicción que los datos no resuelven. La misma tecnología que ahorró miles de millones en importaciones de gas durante los meses cálidos es la que falla en el momento de mayor necesidad. El almacenamiento doméstico cubre horas, no días. Y el respaldo de gas se contrata a precio de mercado, sin que el consumidor tenga alternativa. La prueba inversa la dio Polonia en agosto: el bajo nivel del Vístula obligó a recortar la producción de sus centrales de carbón y 1,3 GW salieron del sistema, cerca del 2% de la capacidad del país y el equivalente al consumo de más de un millón de hogares medios.
Mi lectura es que el mercado seguirá pendiente de dos citas concretas: la evolución del precio day-ahead alemán en las próximas subastas y la primera ola de frío seria del calendario. Si ambas coinciden antes de que termine el año, el debate sobre el respaldo fósil volverá a Bruselas con más urgencia que argumentos.
🌍 El impacto en España y Europa
España está menos expuesta que Alemania por su mayor peso de la fotovoltaica y de la hidráulica, pero el mercado ibérico está acoplado al continente y el precio se contagia cuando las interconexiones se saturan.
- El Euríbor a 12 meses depende del IPC y de las decisiones del BCE. Un invierno caro en electricidad europea endurece la inflación subyacente y retrasa la bajada del índice, lo que encarece cada revisión de una hipoteca variable.
- La factura eléctrica pesa en el índice armonizado de la eurozona: si el precio mayorista se mantiene alto durante semanas, el poder adquisitivo del consumidor español lo nota en el recibo de enero.
- La industria electrointensiva española —acería, química, cerámica— compite con un pool europeo que le marca el coste. Las eléctricas del IBEX 35 ganan como generadoras y pierden como comercializadoras.
- Para el BCE y para las tesorerías nacionales, el episodio refuerza el argumento de acelerar almacenamiento e interconexiones antes de 2030.
