España ha pasado de ser la envidia renovable de Europa a convertirse en un caso de estudio sobre los peligros de la saturación. Este verano, el país alcanzó un hito histórico donde la generación combinada de sol y viento superó los 10.500 GWh mensuales.
Esta desconexión ha provocado un efecto inesperado: hay tanta electricidad que su valor ha caído en picado. Para las empresas que invirtieron millones en paneles solares, el negocio ha dejado de ser rentable, transformando lo que era una historia de éxito en una «crisis de saturación» que pone en jaque al mercado español.
El mercado del «descuento» y su desplome. El panorama actual para los propietarios de parques solares es desolador. «Es temporada de descuentos», afirma Carmen Izquierdo, cofundadora de nTeaser, en declaraciones al Financial Times. La saturación es tal que las plantas solares operativas han visto caer su valoración de 916.000 €/MW a principios de 2024 a apenas 648.000 €/MW en la actualidad.
La situación es más dramática en los proyectos «listos para construir» (con terrenos y permisos pero sin obra). Según detalla Financial Times, el mercado está tan inundado que algunos desarrolladores, desesperados por evitar sanciones gubernamentales al no poder ejecutar los planes de construcción acordados, han llegado a ofrecer proyectos por el valor simbólico de 1 euro. Esta situación ha derivado en una oleada de fire sales o ventas de liquidación, donde las empresas sacrifican parte de sus carteras para intentar salvar el resto de su capital.
Anatomía de un cuello de botella. ¿Por qué si la energía sobra, la factura sigue subiendo? La respuesta reside en una infraestructura obsoleta. Según explica un análisis de Ember, España solo invierte 30 céntimos en redes eléctricas por cada euro destinado a renovables, una cifra que es menos de la mitad de la media europea.
A esta falta de inversión se suma el impacto del «Gran Apagón» del 28 de abril. Tras aquel incidente, Red Eléctrica comenzó a operar en «modo reforzado», activando centrales de gas (más caras) de forma constante para estabilizar la tensión de la red. Esta estrategia de emergencia ha costado mil millones de euros adicionales a los consumidores. Además, ante la incapacidad de la red para absorber toda la energía generada al mediodía, el curtailment (energía limpia que se desperdicia) se ha triplicado, pasando del 1,8% al 7,2% en apenas unos meses.
La carrera por la flexibilidad. La industria ya no busca instalar más paneles, sino sobrevivir a los que ya tiene. Según Financial Times, la gran esperanza son las baterías. Instalar almacenamiento permite a los productores «salvar» proyectos no rentables al guardar la energía cuando el precio es cero —o negativo— durante el día y venderla por la noche.
Otras soluciones en marcha :
- Contratos PPA: Empresas como Zelestra firman acuerdos a largo plazo con gigantes como Microsoft o Amazon para alimentar centros de datos, aunque los precios que piden los compradores están bajando peligrosamente del umbral de rentabilidad de los 30€/MWh.
- Exportación: España busca romper su «aislamiento energético» con proyectos como el cable submarino con Irlanda, previsto para 2030, que permitirá enviar el excedente solar al norte de Europa.
- Reformas regulatorias: Tras el rechazo del Real Decreto-ley 7/2025 en el Congreso, el Gobierno busca vías alternativas para incentivar las microrredes y el grid forming (tecnología para que las baterías estabilicen la red como si fueran centrales tradicionales).
Una «Cuesta de Enero» estructural. A pesar de los avances tecnológicos, el bolsillo del ciudadano se enfrenta a un escenario contradictorio. Según la última resolución de la CNMC, la retribución total que recibirán las empresas por mantener las redes de transporte y distribución subirá un 4,1%, alcanzando los 6.608 millones de euros.
Sin embargo, el impacto final es un rompecabezas de previsiones. La CNMC estima que para los hogares (tarifa 2.0 TD) los peajes podrían bajar un 1,3%, siempre y cuando se cumpla su previsión de que la demanda de energía suba un 3,6%. Pero aquí aparece el conflicto: mientras el Ministerio para la Transición Ecológica es muy optimista y plantea una subida de los cargos del 10,5% basada en un crecimiento del consumo del 4,5%, el regulador (la CNMC) es más cauteloso.
Este descuadre de cifras es peligroso. Si la demanda no crece tanto como espera el Gobierno, el sistema no recaudará lo previsto para cubrir los costes de las renovables y las redes. Esto abriría de nuevo la puerta al temido déficit de tarifa, una deuda histórica que España tardó más de una década en absorber.
Además, para quienes buscaron refugio en el autoconsumo, la lección del apagón de abril fue amarga: solo el 33% de las instalaciones domésticas en España cuentan con baterías. Sin ese desembolso extra, los paneles solares se desconectan automáticamente durante un corte general por normativa de seguridad, dejando al usuario a oscuras a pesar de tener el sol a su favor.
El laboratorio energético de Europa. España se ha convertido en el escaparate mundial de la transición energética. Ha demostrado que se puede expulsar al carbón del sistema —llevando desde julio sin generarlo por primera vez en 140 años—, pero también ha evidenciado que la abundancia sin gestión es ineficiente.
Como concluye el análisis de Ember, el reto para 2026 no es instalar más paneles, sino modernizar la red y apostar por la flexibilidad. Como bien resume un ejecutivo citado por el Financial Times, el error no fue poner paneles, sino olvidarse de las redes. La factura que pagamos a fin de mes no va a mejorar por batir récords de producción, sino por ser capaces de aprovechar cada rayo de sol. Hoy, el futuro de nuestra energía no depende de que haga más calor, sino de que los cables y las baterías lleguen por fin a tiempo.
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La noticia
El milagro solar que se torció: España produce más electricidad de la que puede gestionar
fue publicada originalmente en
Xataka
por
Alba Otero
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