En agosto, el precio mayorista promedió 118,25 €/MWh, pero durante las horas solares cayó hasta 26,37 €/MWh, frente a los 164,19 €/MWh registrados fuera de esa franja. La brecha expone uno de los principales desequilibrios que empieza a condicionar la rentabilidad de nueva capacidad renovable en España.
La presión también llegó a los contratos de largo plazo. En julio, mientras el índice europeo de PPAs de Pexapark avanzó, España retrocedió un 3,9%. A comienzos de septiembre, OMIP situaba los futuros solares PPA en torno a 29,70 €/MWh a cinco años y 25,63 €/MWh a diez años.
En paralelo, el almacenamiento gana peso en los expedientes energéticos publicados en el Boletín Oficial del Estado (BOE), mientras las nuevas reglas de acceso flexible y agregación empiezan a ampliar las herramientas disponibles para gestionar el sistema. La continuidad de Almaraz hasta junio de 2030 añade otra variable a un equilibrio tecnológico que ya venía desplazándose.
Pero el desafío de fondo aparece más adelante. AleaSoft sitúa hoy en las redes el cuello de botella más inmediato y apunta a la demanda eléctrica como una de las variables decisivas hacia 2030.
En ese cruce entre presión sobre la fotovoltaica, bancabilidad del BESS y crecimiento del consumo, Antonio Delgado Rigal, CEO de la firma, conversó en exclusiva con Energía Estratégica sobre los equilibrios que definirán el mercado eléctrico español.
Fotovoltaica: del crecimiento al riesgo de canibalización
España mantiene un pipeline renovable de gran escala: solo una selección de proyectos con actividad administrativa en el BOE supera los 5 GW en lo que va de 2026. ¿Hasta qué punto esta expansión puede seguir presionando los precios durante las horas solares? Y, mirando a 2030, ¿qué evolución espera para el precio capturado por la fotovoltaica?
La presión a la baja durante las horas solares va a continuar. Es prácticamente inevitable.
La fotovoltaica tiene una característica muy concreta: cuando instalamos más plantas, todas tienden a producir en las mismas horas. Cuanta más capacidad incorporamos, mayor es la oferta durante esas horas y menor tiende a ser su precio.
Por eso cada vez es más importante diferenciar el precio medio del mercado del precio capturado por la fotovoltaica. Una planta solar no vende su electricidad al precio medio anual, sino a los precios de las horas en las que está produciendo.
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) prevé alrededor de 76 GW de potencia fotovoltaica en 2030, incluyendo autoconsumo. ¿Qué tendrá que acompañar ese despliegue para evitar que siga ampliándose la brecha entre el precio medio y el precio capturado por la solar?
Si esa expansión no viene acompañada de almacenamiento y de un aumento importante de la demanda en las horas solares, la diferencia continuará aumentando.
Esto no significa que la fotovoltaica deje de ser rentable, sino queel modelo de negocio está cambiando. Importarán cada vez más la localización, el perfil de producción, el PPA, la estructura financiera y, especialmente, la posibilidad de incorporar storage.
¿Cuándo deja la canibalización de ser un problema puntual de precios y empieza a amenazar realmente la financiación de nuevos proyectos?
Empieza a ser realmente preocupante cuando deja de ser un fenómeno de unas pocas horas y se convierte en algo estructural.
España ya está entrando en esa fase. Vemos cada vez más horas, especialmente en primavera, verano y fines de semana, en las que coinciden una elevada producción fotovoltaica y una demanda relativamente baja. El resultado son precios muy bajos e incluso negativos.
Para un proyecto merchant, el efecto inmediato es una reducción de los ingresos esperados. Para un proyecto financiado existe además otra consecuencia: aumenta la incertidumbre sobre los flujos de caja.
Y los bancos financian flujos de caja.
¿Dónde está entonces la diferencia entre que un proyecto sea rentable y que resulte bancable?
Insistimos mucho en diferenciar rentabilidad y bancabilidad. Un proyecto puede presentar una Tasa Interna de Retorno (TIR) atractiva en el escenario central y, sin embargo, no ser suficientemente robusto para obtener financiación. Hay que analizar qué ocurre con el precio capturado en escenarios desfavorables y si el proyecto sigue siendo capaz de atender el servicio de la deuda.
La canibalización ha dejado de ser únicamente un problema de precio. Se está convirtiendo también en un problema de bancabilidad.
A esa presión se suman los vertimientos renovables. ¿Hasta dónde pueden crecer si redes, almacenamiento y demanda flexible no avanzan al mismo ritmo?
Si seguimos instalando renovables más rápidamente de lo que crecen las redes, el storagey la demanda flexible, los vertidos aumentarán.
Conviene distinguir entre vertimientos técnicos, asociados a restricciones de red u operación del sistema, y económicos, cuando producir deja de tener sentido por precios muy bajos o negativos.
Su evolución hacia 2030 dependerá de cuánto avancen la electrificación, las baterías y las redes. Si esas inversiones se retrasan mientras continúa creciendo la fotovoltaica, el fenómeno puede intensificarse de forma significativa.
Y hay una paradoja importante: tener vertidos no significa necesariamente que sobren renovables. Muchas veces significa que falta capacidad para trasladar esa electricidad en el tiempo, mediante almacenamiento, o en el espacio, mediante redes e interconexiones.
BESS: del pipeline a la prueba de la financiación
España supera ampliamente los 40 GW de proyectos BESS con acceso y conexión concedidos o en tramitación. ¿Cuánto de ese pipeline cree que llegará realmente a construirse?
Seguir leyendo
No todo el pipeline actual va a construirse. Eso es normal en cualquier tecnología que entra en una fase de expansión rápida.
En agosto de 2026, España tiene alrededor de 260 MW de baterías electroquímicas instaladas y operativas, frente a un volumen muy superior de proyectos en desarrollo. Esa distancia muestra perfectamente el momento del mercado.
A partir de ahora, la pregunta será cuáles son realmente financiables. Avanzarán los que tengan buena conexión a red, localización adecuada, permisos sólidos, costes competitivos y, sobre todo, un modelo de ingresos creíble. También habrá diferencias entre baterías stand-alone e hibridadas, especialmente cuando puedan aprovechar conexiones ya existentes.
En los próximos dos o tres años dejaremos de medir el mercado BESS por los gigavatios de pipeline y empezaremos a medirlo por los que consiguen financiación y entran realmente en construcción.
Con los spreads que registra actualmente el mercado, ¿puede el arbitraje sostener por sí solo el business case de una batería?
Puede generar ingresos muy importantes, pero no plantearía un proyecto financiado pensando únicamente en esa fuente.
En España, el spread intradiario de una hora ha promediado aproximadamente 114 €/MWh en 2026, aumentó hasta unos 148 €/MWh en julio y en agosto ronda los 193 €/MWh. Son niveles muy atractivos, pero no podemos asumir que se mantendrán durante quince o veinte años.
El reto no es demostrar que una batería puede ganar dinero, sino que puede generar ingresos suficientes en distintos escenarios durante toda su vida útil.
¿Puede el mercado de capacidad convertirse en la pieza que termine de desbloquear la bancabilidad del almacenamiento?
Puede ser una pieza muy importante porque introduce una fuente de ingresos diferente y menos correlacionada con el arbitraje.
Uno de los elementos decisivos será el derating: qué porcentaje de la potencia nominal de una batería se reconocerá como capacidad firme. También habrá que conocer las condiciones y el calendario de las primeras subastas.
El mercado de capacidad puede mejorar mucho la bancabilidad, pero no sustituirá al resto de ingresos.
El mercado hacia 2030: la demanda entra en escena
Mirando ya a 2030, ¿cómo imagina el funcionamiento del mercado eléctrico español?
Probablemente será todavía más difícil hablar de un “día típico”. La fotovoltaica y la eólica tendrán cada vez más peso durante las horas de abundancia renovable, llevando en muchos momentos los precios a niveles muy bajos o incluso negativos.
Cuando esa producción disminuya, la hidráulica, el almacenamiento y todavía los ciclos combinados tendrán un papel determinante. El gas seguirá influyendo en los episodios de precios altos, aunque previsiblemente fijará precio durante menos horas que hoy.
En un día soleado, las baterías cargarán durante las horas centrales y descargarán cuando caiga la producción fotovoltaica. Esa diferencia de valor entre unas horas y otras será cada vez más importante.
Por eso el mercado de 2030 tendrá más horas con precios muy bajos y, al mismo tiempo, episodios de precios altos. Las baterías serán uno de los grandes arbitrajistas del sistema: absorberán electricidad cuando abunde y la devolverán cuando sea más escasa.
Si España consigue seguir instalando renovables y almacenamiento, ¿qué falta para evitar una multiplicación de las horas de precios bajos o negativos?
Hoy el cuello de botella más inmediato son las redes. A medio y largo plazo, el gran desafío será la demanda.
Necesitamos reforzar transporte y distribución, acelerar conexiones y reducir tiempos de tramitación. Sin red, ni la nueva generación ni la nueva demanda pueden conectarse al ritmo necesario.
Pero mirando a 2030, la variable decisiva será el crecimiento del consumo eléctrico. En los primeros siete meses de 2026 aumentó un 2,6% interanual. Es una señal positiva, aunque la electrificación deberá acelerar durante los próximos años.
Y considerando que Almaraz continuará operando hasta 2030. ¿Cómo cambia esa decisión el equilibrio entre nuclear, renovables, gas y almacenamiento?
La nuclear aporta generación prácticamente continua y con un coste variable bajo. Mantener Almaraz durante más tiempo reduce la necesidad de generación con gas y ejerce cierta presión a la baja sobre los precios.
Al mismo tiempo, durante las horas de elevada producción renovable añade más generación de base y puede aumentar la competencia entre tecnologías y los excedentes.
El análisis incluido en la orden ministerial estima que su continuidad hasta 2030 reduciría aproximadamente un 1,4% la generación renovable prevista para ese año y alrededor de un 7% la de los ciclos combinados respecto al escenario del PNIEC.
Tiene impacto, pero no cambia la trayectoria estructural. Seguiremos necesitando redes, almacenamiento, flexibilidad y crecimiento de la demanda