El sudeste de Europa se ha convertido en el principal foco de tensión del mercado eléctrico europeo. Un informe de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía de la Unión Europea (ACER) concluye que los episodios de precios extremos registrados en 2024 no fueron un fenómeno aislado, sino la manifestación de problemas estructurales que amenazan la estabilidad energética de la región y ponen en evidencia las limitaciones de integración eléctrica dentro de la UE.
Según el documento, durante el verano de 2024 varios mercados eléctricos del sudeste europeo alcanzaron precios de hasta 1.000 euros por megavatio hora durante las horas vespertinas, especialmente entre las 19:00 y las 22:00. Las mayores tensiones se registraron en países como Grecia, Bulgaria, Rumanía, Hungría, Croacia y Eslovenia, donde la combinación de olas de calor, elevada demanda eléctrica y escasa capacidad de importación disparó los precios hasta niveles sin precedentes.
Combinación de factores
ACER sostiene que la crisis fue provocada por una combinación de factores. Por un lado, el fuerte crecimiento de la energía solar fotovoltaica provocó una gran producción eléctrica durante las horas centrales del día, seguida de una caída abrupta al anochecer. Por otro, la región carecía de suficientes recursos flexibles —centrales de gas, almacenamiento energético o capacidad hidroeléctrica— para cubrir el aumento de demanda durante la tarde y la noche.
La situación se agravó por la limitada capacidad de las interconexiones eléctricas entre Europa Central y el sudeste europeo. El informe señala que numerosas líneas de transmisión operaban con restricciones debido a mantenimientos programados y a cuellos de botella históricos en la red, especialmente en el eje Austria-Hungría. Esa falta de capacidad impidió importar suficiente electricidad más barata desde otros mercados europeos, lo que terminó disparando las diferencias de precios entre regiones.
La agencia europea advierte además de que las diferencias de precios persistieron durante 2025 y los primeros meses de 2026, lo que confirma que el problema no responde únicamente a circunstancias meteorológicas excepcionales. El organismo considera que existen “desafíos estructurales” relacionados con el equilibrio entre oferta y demanda, el diseño del mercado y el insuficiente nivel de interconexión regional.
Uno de los elementos más críticos identificados por ACER es la rápida transformación del sistema eléctrico regional. Entre 2020 y 2025, el sudeste europeo duplicó prácticamente su capacidad solar, hasta alcanzar 29 gigavatios instalados, mientras continuaba el cierre progresivo de centrales térmicas de carbón. Sin embargo, la expansión de energías renovables no vino acompañada de un aumento equivalente en capacidad flexible o sistemas de almacenamiento.
El resultado ha sido un sistema cada vez más dependiente de una generación renovable variable, con fuertes excedentes solares durante el día y una necesidad creciente de generación flexible durante las horas nocturnas. El informe señala que, en el verano de 2024, la producción hidroeléctrica fue especialmente baja debido a la escasez de agua, mientras que parte de la generación nuclear de Bulgaria, Hungría y Rumanía también sufrió reducciones. Eso obligó a recurrir más intensamente a centrales de gas y a importaciones de electricidad.
A esta presión se sumó el incremento de exportaciones eléctricas hacia Ucrania y los Balcanes occidentales. La UE registró durante ese verano un saldo exportador neto superior a 3 teravatios hora hacia esos países, lo que elevó todavía más la presión sobre los mercados del sudeste europeo durante los momentos de máxima demanda.
Medidas urgentes
Frente a este escenario, ACER propone una batería de medidas urgentes para aumentar la capacidad de intercambio eléctrico y reducir la volatilidad de precios. Entre las principales recomendaciones destaca la implantación masiva del sistema denominado “dynamic line rating”, una tecnología que permite ajustar en tiempo real la capacidad de las líneas eléctricas según las condiciones meteorológicas. La agencia sostiene que esta solución permitiría aumentar significativamente el flujo de electricidad utilizando las infraestructuras ya existentes y a un coste mucho menor que construir nuevas líneas.
El organismo también plantea sustituir conductores convencionales por cables de alta temperatura y baja flecha, capaces de transportar entre un 50% y un 100% más de electricidad sin necesidad de construir nuevas infraestructuras.
Otra de las claves pasa por aplicar plenamente la llamada “regla del 70%”, una normativa europea que obliga a reservar al menos el 70% de la capacidad de las redes para el comercio transfronterizo. ACER reconoce que varios países siguen incumpliendo parcialmente esta obligación mediante excepciones regulatorias y concluye que una aplicación completa de la norma habría reducido de forma considerable los episodios de precios extremos registrados en 2024.
El informe insiste además en que el sudeste europeo necesita una integración mucho más profunda con el resto del mercado energético comunitario. Para ello propone acelerar inversiones en interconexiones, ampliar el acoplamiento de mercados con países no pertenecientes a la UE y extender los sistemas avanzados de cálculo de capacidad utilizados en Europa Central.
ACER concluye que, sin inversiones urgentes y una mayor coordinación regional, el sudeste europeo seguirá siendo el principal punto vulnerable del sistema eléctrico europeo. La agencia advierte de que futuras olas de calor o episodios de alta demanda podrían volver a provocar crisis de precios similares o incluso más graves, especialmente en un contexto de creciente electrificación y expansión renovable.
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