La expansión de la fotovoltaica en España se topa con un problema de mercado: uno de cada dos proyectos de renovables no llega a materializarse, según los datos que publica Expansión y que recoge Xataka. El fenómeno no se debe a falta de sol ni de financiación, sino a la persistencia de periodos con precios muy bajos —incluso negativos— en el mercado mayorista eléctrico, que erosiona la rentabilidad esperada de nuevas plantas.
Precios negativos y volatilidad: el doble filo de la transición
Cuando la generación renovable prevista supera a la demanda, las ofertas en el mercado horario caen y el precio puede situarse en cero o en terreno negativo. España lideró Europa en el segundo trimestre de 2026 con 596 horas de precios negativos, por delante de Portugal (462), Francia (370) y Grecia (317), según el informe que recoge PV Magazine. Entre enero y marzo de 2026 España ya había registrado 397 horas con precios negativos, frente a las 48 horas del mismo periodo del año anterior, informa Euronews y lo documenta PV Magazine.
Al mismo tiempo, esos mismos mercados experimentan picos de precio en horas de elevada demanda: se han documentado precios por encima de 100 €/MWh en las horas punta, según los datos citados por PV Magazine. Esa dualidad —periodos con precios muy bajos al mediodía y picos nocturnos o vespertinos— revela una carencia de flexibilidad suficiente en el sistema para absorber los extremos de oferta y demanda.
Consecuencias para promotores y consumidores
- Promotores y financiadores: la persistencia de horas negativas reduce los ingresos esperados para plantas nuevas, complicando la viabilidad financiera de proyectos que apuntaban a vender su energía en el mercado mayorista.
- Grandes consumidores: para industrias, centros logísticos o centros de datos, la mayor presencia de horas con electricidad muy barata puede suponer oportunidades significativas de ahorro.
- Sistema eléctrico: la ausencia de herramientas de flexibilidad —más almacenamiento, gestión de la demanda, interconexiones o mercados intradiarios eficientes— aumenta la volatilidad y multiplica los extremos de precio.
El análisis recogido por Xataka apunta que este desequilibrio entre la alta generación renovable en las horas de sol y la demanda disponible es la razón principal por la que aproximadamente el 50 % de los proyectos no llegan a desarrollarse, según los datos de Expansión citados en el artículo.
Un mercado que requiere más flexibilidad
Los datos recientes evidencian que la transición a una red con gran penetración renovable necesita acompañarse de políticas y recursos que mejoren la flexibilidad: almacenamiento eléctrico —baterías y otras tecnologías—, una mayor capacidad de gestión de la demanda, y una mayor interconexión internacional para exportar excedentes. Sin estos elementos, la propia caída de precios que impulsa la descarbonización puede convertirse en un freno al desarrollo de nueva capacidad renovable.
| País | Horas con precios negativos (Q2 2026) | Fuente |
|---|---|---|
| España | 596 | Informe recogido por PV Magazine |
| Portugal | 462 | Informe recogido por PV Magazine |
| Francia | 370 | Informe recogido por PV Magazine |
| Grecia | 317 | Informe recogido por PV Magazine |
El contraste entre horas con energía prácticamente gratuita y picos por encima de 100 €/MWh muestra que el mercado está funcionando, pero sin la capacidad de flexibilidad necesaria para que la remuneración refleje de forma estable el valor real de la electricidad renovable. El resultado, según los medios que han tratado los datos, es que muchos proyectos se quedan en la planificación o en el cajón de los promotores.
Los datos y análisis citados proceden de Expansión y Xataka, con los informes de horas negativas documentados por PV Magazine y referencias a reportes de Euronews.
