El giro inesperado del milagro solar: España genera más electricidad de la que puede manejar

España ha evolucionado de ser un modelo admirado en energías renovables en Europa a convertirse en un ejemplo de los riesgos asociados con el exceso de capacidad. Durante este verano, el país logró un récord al superar los 10.500 GWh mensuales en generación combinada de energía solar y eólica.

Este desequilibrio ha generado un impacto imprevisto: el exceso de electricidad ha hecho que su precio se desplome. Para las compañías que destinaron millones a instalaciones solares, el modelo de negocio ha perdido viabilidad, convirtiendo un relato de triunfo en una “crisis de exceso” que amenaza el sector energético español.

El escenario de rebajas y su caída

La realidad para los dueños de plantas solares es sombría. “Estamos en época de ofertas”, comenta Carmen Izquierdo, cofundadora de nTeaser, en palabras recogidas por el Financial Times. El nivel de saturación ha provocado que el valor de las plantas solares en funcionamiento baje de 916.000 €/MW a inicios de 2024 a solo 648.000 €/MW en el presente.

La crisis es aún más aguda en los proyectos “preparados para construir” (con terrenos y autorizaciones, pero sin inicio de obras). De acuerdo con el Financial Times, el mercado está tan saturado que algunos promotores, ansiosos por esquivar multas del gobierno al no cumplir con los plazos de construcción pactados, han ofrecido proyectos por un valor nominal de 1 euro. Esto ha desencadenado una serie de ventas forzadas, en las que las firmas liquidan porciones de sus activos para preservar el resto de sus inversiones.

Desglose de un obstáculo clave

¿Por qué, con un sobrante de energía, las facturas continúan aumentando? La explicación radica en una red eléctrica anticuada. Un estudio de Ember indica que España destina solo 30 céntimos a infraestructuras de red por cada euro invertido en renovables, lo cual representa menos de la mitad del promedio europeo.

A esta escasa inversión se añade el efecto del “Gran Apagón” del 28 de abril. Después de ese suceso, Red Eléctrica implementó un “modo reforzado”, manteniendo activas plantas de gas (más costosas) de manera continua para estabilizar la red. Esta medida de contingencia ha sumado mil millones de euros extras a los costos para los usuarios. Además, dada la limitación de la red para integrar toda la energía producida al mediodía, el curtailment (desperdicio de energía limpia) se ha multiplicado por tres, elevándose del 1,8% al 7,2% en pocos meses.

La búsqueda de adaptabilidad

El sector ya no prioriza la adición de más paneles, sino la supervivencia de los existentes. Según el Financial Times, las baterías representan la principal expectativa. Su implementación permite a los generadores rescatar iniciativas no rentables al almacenar energía cuando los precios son nulos —o negativos— durante el día y comercializarla por la noche.

Otras iniciativas en desarrollo incluyen:

• Contratos PPA: Compañías como Zelestra establecen acuerdos a largo plazo con corporaciones como Microsoft o Amazon para suministrar a centros de datos, aunque los precios solicitados por los compradores están descendiendo por debajo del límite de rentabilidad de 30€/MWh.
• Exportación: España aspira a superar su “aislamiento energético” mediante proyectos como el cable submarino con Irlanda, programado para 2030, que facilitará el envío de excedentes solares al norte de Europa.
• Reformas normativas: Después del rechazo al Real Decreto-ley 7/2025 en el Congreso, el Gobierno explora opciones alternativas para promover microrredes y el grid forming (tecnología que permite a las baterías estabilizar la red como si fueran plantas convencionales).

Una “Cuesta de Enero” persistente

A pesar de los progresos tecnológicos, los consumidores enfrentan una paradoja. De acuerdo con la reciente resolución de la CNMC, la compensación total para las empresas por el mantenimiento de redes de transporte y distribución aumentará un 4,1%, llegando a 6.608 millones de euros.

No obstante, el efecto neto es un conjunto de estimaciones complejas. La CNMC proyecta que para los hogares (tarifa 2.0 TD) los peajes podrían reducirse un 1,3%, siempre que se materialice su previsión de un incremento del 3,6% en la demanda de energía. Sin embargo, surge un desacuerdo: mientras el Ministerio para la Transición Ecológica es optimista y propone un alza del 10,5% en los cargos basado en un crecimiento del consumo del 4,5%, el regulador (la CNMC) adopta una postura más prudente.

Esta discrepancia en las proyecciones es riesgosa. Si la demanda no se expande tanto como anticipa el Gobierno, el sistema no generará los ingresos necesarios para cubrir los gastos de renovables y redes. Esto podría reabrir la posibilidad del déficit de tarifa, una deuda acumulada que España tardó más de una década en resolver.

Adicionalmente, para aquellos que optaron por el autoconsumo, el apagón de abril dejó una enseñanza dura: solo el 33% de las instalaciones residenciales en España incluyen baterías. Sin esa inversión adicional, los paneles solares se desconectan automáticamente durante un corte general por regulaciones de seguridad, dejando al usuario sin suministro a pesar de la disponibilidad solar.

El banco de pruebas energético de Europa

España se ha posicionado como un referente global en la transición energética. Ha probado que es posible eliminar el carbón del mix —sin generarlo desde julio por primera vez en 140 años—, pero también ha revelado que el exceso sin control resulta ineficaz.

Como señala el estudio de Ember, el desafío para 2026 no radica en agregar más paneles, sino en actualizar la red y priorizar la flexibilidad. Tal como lo expresa un directivo mencionado por el Financial Times, el fallo no fue instalar paneles, sino descuidar las redes. La reducción en las facturas mensuales no vendrá de romper marcas de producción, sino de maximizar cada unidad de energía solar. En la actualidad, el porvenir de nuestra energía no depende de temperaturas más altas, sino de que las infraestructuras y baterías se implementen a tiempo.