La eólica y la solar lideran un mes marcado por precios de la luz cercanos a cero y varias horas en negativo.
Según los datos publicados por Red Eléctrica, el consumo nacional descendió un 1,8% respecto al mismo mes del año anterior. En términos brutos, la caída fue incluso mayor, del 3,1%, hasta situarse en 21.182 GWh.
El retroceso se produce después de un arranque de año algo más dinámico. En el conjunto del primer trimestre, la demanda acumulada alcanzó los 65.835 GWh, un 1,2% más que en el mismo periodo de 2025.
El incremento es idéntico tanto en valores brutos como corregidos, lo que indica que enero y febrero compensaron parcialmente el descenso registrado en marzo.
La combinación de una meteorología más favorable, un consumo industrial todavía contenido y la progresiva mejora de la eficiencia energética explican buena parte de esta evolución.
También sigue ganando peso el autoconsumo, que reduce la electricidad demandada a la red convencional. Red Eléctrica estima que las instalaciones de autoconsumo generaron durante marzo alrededor de 933 GWh, una cifra cada vez más relevante y que comienza a alterar de forma visible la lectura tradicional de la demanda.
El mayor pico de consumo del sistema peninsular se registró el 10 de marzo a las 20:25 horas, cuando la demanda alcanzó los 33.308 MW.
Sin embargo, este máximo quedó lejos de los grandes picos invernales que España registraba hace apenas unos años.
La combinación de temperaturas moderadas y una mayor aportación de generación distribuida permitió contener las necesidades del sistema.
Pero si marzo deja una conclusión clara es que el sistema eléctrico español continúa acelerando su transformación.
Las energías renovables volvieron a dominar el mix de generación y lo hicieron con cifras históricas. Durante el mes, las tecnologías renovables produjeron 14.484 GWh, lo que representa el 63,1% de toda la electricidad generada en España.
Si además se incorporan los datos estimados del autoconsumo, la participación renovable asciende hasta el 63,8%.
Y si se suman las tecnologías que no emiten CO2, incluida la nuclear, la cuota alcanza entre el 80,2% y el 81,7% de la producción total, según los distintos criterios empleados.
Es decir, más de cuatro de cada cinco megavatios hora producidos en España durante marzo procedieron de fuentes libres de emisiones.
La eólica volvió a ser la tecnología líder del sistema por quinto mes consecutivo. Los parques eólicos generaron 5.140 GWh y cubrieron el 22,4% de la demanda mensual, aunque otros cálculos elevan su participación hasta el 24,3% del mix.
Las sucesivas borrascas que atravesaron la Península a mediados de mes impulsaron especialmente esta tecnología, permitiendo varios días con una elevada producción eólica y una reducción significativa de la necesidad de generación térmica.
La hidráulica fue la segunda gran protagonista del mes. Gracias a las abundantes precipitaciones registradas en buena parte del país, la producción hidroeléctrica aumentó un 5,9% respecto a marzo de 2025 y representó el 19,2% de la electricidad generada, aunque algunas estimaciones sitúan su cuota en el 11,6% dependiendo del reparto considerado dentro del mix total.
En cualquier caso, marzo consolidó la recuperación de los embalses y devolvió a la hidráulica un papel central que había perdido en los años de sequía.
La gran sorpresa llegó de la mano de la solar fotovoltaica. La generación solar aumentó un 36,7% interanual y ya aportó el 18,5% de toda la electricidad del mes.
Otras estimaciones elevan incluso esta participación hasta el 23,8%, lo que situaría a la fotovoltaica muy cerca de la eólica. El crecimiento responde tanto a la continua instalación de nuevos parques como al avance del autoconsumo residencial e industrial.
Esta evolución confirma un cambio estructural en el sistema eléctrico español. Hace apenas unos años, marzo era un mes dominado casi exclusivamente por la eólica y la nuclear.
Ahora la solar comienza a disputar el liderazgo incluso en meses de finales de invierno, algo impensable antes del despliegue masivo de capacidad fotovoltaica.
La nuclear, por su parte, mantuvo una aportación estable y cubrió alrededor del 18% del mix eléctrico. Aunque pierde peso relativo frente a las renovables, sigue desempeñando un papel relevante como tecnología de respaldo continuo y como una de las principales fuentes de electricidad libre de emisiones.
El resultado de esta combinación fue una reducción drástica del protagonismo de las centrales de gas. Los ciclos combinados quedaron relegados a una posición secundaria en la Península, activándose sobre todo en momentos puntuales de menor producción renovable o durante los picos de demanda nocturnos.
En paralelo, marzo volvió a poner de manifiesto la creciente importancia del almacenamiento energético. Según Red Eléctrica, las tecnologías de almacenamiento, fundamentalmente centrales hidroeléctricas de bombeo y baterías, inyectaron a la red 938 GWh a lo largo del mes.
Esta capacidad permitió absorber parte de los excedentes renovables producidos en las horas de mayor generación solar y eólica, y devolver posteriormente esa energía al sistema cuando la demanda aumentaba.
Aunque el volumen de almacenamiento todavía es limitado para las necesidades futuras del sistema, su papel empieza a ser determinante. Sin estas instalaciones, el exceso de generación renovable habría provocado aún más vertidos y una volatilidad todavía mayor en los precios del mercado eléctrico.
Precisamente, el comportamiento del mercado mayorista fue uno de los aspectos más llamativos de marzo. El precio de la electricidad en OMIE vivió uno de los meses más extremos que se recuerdan, con una enorme diferencia entre los máximos y los mínimos registrados.
El 10 de marzo, coincidiendo con uno de los episodios de mayor demanda y una menor aportación renovable, el precio medio diario alcanzó los 136,86 euros por MWh.
Fue el nivel más alto del mes y mostró que el sistema todavía depende del gas en determinadas circunstancias.
Sin embargo, apenas unas semanas después, la situación cambió completamente. El 29 de marzo, un domingo con una combinación de fuerte producción renovable, baja demanda y elevada generación fotovoltaica, el precio medio diario se desplomó hasta solo 0,18 euros por MWh.
Durante varias horas de esa jornada el mercado registró incluso precios negativos, con un mínimo de -1,88 euros por MWh.
En la práctica, esto significa que algunos generadores estaban dispuestos a pagar por seguir produciendo electricidad antes que detener sus instalaciones.
La aparición de precios negativos, algo que ya se ha convertido en habitual en países como Alemania o Países Bajos, comienza a repetirse también en España.
El fenómeno es consecuencia directa del rápido crecimiento de la generación renovable, especialmente de la solar, en un sistema que todavía no dispone de suficiente almacenamiento ni de mecanismos de flexibilidad para absorber todos los excedentes.
Lejos de ser una anomalía puntual, esta volatilidad anticipa el funcionamiento futuro del mercado eléctrico español.
En los próximos años será cada vez más frecuente encontrar horas con electricidad muy barata o incluso negativa durante los periodos de máxima producción renovable, alternadas con momentos de precios elevados cuando la generación limpia no sea suficiente.
La situación también tuvo reflejo en los sistemas extrapeninsulares, aunque con características muy diferentes.
En Baleares, la demanda eléctrica aumentó un 1,1% una vez corregidos los efectos de temperatura y laboralidad. En términos brutos, el consumo alcanzó 464.935 MWh, un 2,3% más que en marzo de 2025.
En el acumulado del primer trimestre, Baleares registró una demanda de 1.366.589 MWh, un 2,5% superior a la del mismo periodo del año anterior.
Aun así, el archipiélago sigue dependiendo en gran medida de los combustibles fósiles. El ciclo combinado representó el 73,3% de toda la generación eléctrica de las islas durante marzo.
La solar fotovoltaica fue la segunda fuente de generación en Baleares y aumentó un 25,3% respecto al año anterior, hasta representar el 11,8% del mix balear. En conjunto, las energías renovables alcanzaron una cuota del 15%, un 22,1% más que hace un año.
Marzo dejó además un hito para el archipiélago. El día 30 se registró un nuevo récord diario de producción fotovoltaica, con 2.312 MWh, lo que permitió que las renovables alcanzasen un máximo de 2.913 MWh en una sola jornada. También destacó la aportación del cable submarino entre la Península y Mallorca, que cubrió el 22,6% de la demanda balear.
Canarias mostró una evolución similar en la demanda, aunque con un mayor impulso de las renovables. El consumo eléctrico del archipiélago aumentó un 0,6% corregido por temperatura y laboralidad, mientras que en términos brutos el incremento fue del 1,5%, hasta 748.105 MWh.
En el conjunto del primer trimestre, la demanda canaria alcanzó 2.196.194 MWh, un 1,2% más que un año antes. El ciclo combinado continuó siendo la principal tecnología de generación, con una cuota del 38,6%, seguido de la eólica, que aportó el 22%.
Sin embargo, las borrascas y episodios de viento que afectaron a las islas durante marzo permitieron un fuerte crecimiento de la generación renovable. La producción limpia aumentó un 69,7% respecto al mismo mes de 2025 y ya cubre el 26,8% de la electricidad consumida en Canarias.
La eólica fue la tecnología más beneficiada, con un aumento del 111% hasta alcanzar 164.427 MWh. La solar fotovoltaica, por su parte, representó el 4,5% del mix canario.
Todos estos datos muestran una paradoja cada vez más evidente. Mientras la demanda eléctrica permanece prácticamente estancada e incluso cae en algunos meses, la producción renovable continúa creciendo con fuerza.
España se acerca rápidamente a un escenario en el que la principal limitación ya no será generar electricidad limpia, sino ser capaz de gestionarla, almacenarla y transportarla.
La caída de la demanda en marzo podría parecer, a primera vista, una señal negativa. Sin embargo, el contexto apunta en otra dirección.
El menor consumo de la red convive con un aumento del autoconsumo, una mayor eficiencia energética y una penetración récord de las renovables.
El reto para el sistema eléctrico ya no consiste únicamente en instalar más capacidad, sino en adaptar el mercado, las redes y el almacenamiento a una realidad en la que la electricidad limpia y barata será abundante durante muchas horas.
Esa transición marcará el ritmo de las inversiones y de las decisiones industriales de los próximos años.
