La canibalización solar es una característica permanente de cualquier mercado con una capacidad solar significativa, no un evento aislado. A medida que se añade más energía solar a una red, gana progresivamente menos durante las horas en que genera, y las tasas de captación solar disminuyen. Esta dinámica tiende a empeorar a medida que la capacidad sigue creciendo.

Esto se ha cumplido en la mayor parte de Europa en los últimos años, con tasas de captación acercándose al 50% del precio mayorista base en algunas regiones. Sin embargo, este verano la tendencia se suavizó en varios mercados, con menos tiempo en precios negativos que el año anterior.

Este verano trajo una novedad: las tasas de captación solar mejoraron interanualmente en algunos países, ya que las olas de calor y picos de precios vespertinos más agudos impulsaron la rentabilidad de la solar incluso cuando la canibalización al mediodía persistía. Otros mercados apenas ahora comienzan a sentir esa presión, ya que la generación inflexible choca con una flota solar en crecimiento.

Puntos clave

• La tasa de captación solar de Alemania en el segundo trimestre de 2026 subió 10,2 puntos porcentuales interanuales hasta el 43,6%, el mayor repunte de Europa, impulsado por un fuerte rebote en junio desde el 30,2% en abril hasta el 59,4%. La mayoría de los otros mercados también mejoraron, aunque Francia y Polonia siguieron registrando caídas interanuales.
• Los precios de captación aumentaron en todos los mercados de abril a junio: el de Alemania casi se triplicó, de 21,66 €/MWh a 60,90 €/MWh, mientras que Italia se mantuvo como el mercado de mayor valor con 108,64 €/MWh.
• No solo una menor canibalización al mediodía, sino también picos de precios vespertinos impulsaron la recuperación de Alemania. El pico promedio en la tarde subió de 162 €/MWh en abril a 258 €/MWh en junio, incluyendo un pico de 747 €/MWh durante la ola de calor del 24 de junio.
• Las horas de precios negativos en España superaron el total de 2025 antes de terminar junio: 729,5 horas hasta el 30 de junio de 2026 frente a 598,2 en todo 2025. En Alemania, Polonia y Reino Unido, este año hubo menos horas negativas que en el mismo periodo del año pasado.

Las tasas de captación solar en el segundo trimestre se recuperaron interanualmente en algunos países europeos

Las tasas de captación solar cayeron en línea con -o incluso por encima de- las expectativas estacionales en primavera. Pero en mayo y junio, las tasas de captación solar se recuperaron ligeramente a medida que la demanda de refrigeración comenzó a aumentar en los países mediterráneos. En algunos países, incluso fue superior a la del año anterior. Especialmente junio mostró tasas de captación más altas que el año pasado, ya que los picos extremos en la tarde mejoraron los ingresos solares.

Alemania experimentó el mayor aumento interanual: su tasa de captación subió 10,2 puntos porcentuales hasta un promedio del 43,6%, impulsada principalmente por un fuerte rebote en junio, del 30,2% en abril al 59,4%, muy por encima del rango del 31-35% visto en el segundo trimestre de 2025. España también mejoró, subiendo 3,7 puntos hasta el 38,0%, y Reino Unido aumentó 1,2 puntos hasta el 84,9%, ambos con avances modestos sobre bases ya fuertes o débiles.

Italia y Reino Unido siguieron siendo los mercados con mejor desempeño, con tasas entre el 76-86% y el 79-92% respectivamente, y ambos mejoraron en promedio trimestral. Pero Francia y Polonia continúan su tendencia a la baja: la tasa promedio de Polonia en el segundo trimestre cayó 2,6 puntos porcentuales hasta el 60,7%, y la de Francia bajó 3,9 puntos hasta el 34,5%, ya que el crecimiento solar empieza a chocar con la generación nuclear y de carbón inflexible.

En la mayoría de los países, esta recuperación no es suficiente para revertir la tendencia a largo plazo: cuanto más solar se añade a la red, más canibaliza su propio valor. Solo Alemania muestra un aumento claro en la tasa de captación promedio móvil de 12 meses, en parte porque los meses recientes pesan más a medida que la capacidad sigue creciendo.

Los precios de captación siguieron el mismo patrón, pero el ranking apenas cambió

Los precios de captación subieron en todos los mercados de abril a junio: Alemania de 21,66 a 60,90 €/MWh, Francia de 3,33 a 38,83 €/MWh y Polonia de 32,36 a 73,91 €/MWh. Italia se mantuvo como el mercado de mayor valor durante todo el trimestre, cerrando en 108,64 €/MWh, aún más del doble que Alemania y más del triple que Francia.

El precio de captación de todos los mercados aumentó interanualmente en promedios trimestrales, en parte impulsado por precios del gas más altos. El precio de captación de Alemania en el segundo trimestre subió un 67,5%; incluso en Francia, donde las tasas de captación empeoraron, los precios subieron un 36,2%, una señal clara del efecto generalizado de los precios de la electricidad.

Precios de la energía más altos refuerzan los precios de captación solar en los hombros

Parte de la recuperación se debe simplemente a un entorno de precios más altos, no a una menor canibalización. Los precios promedio day-ahead (de todo el día) subieron en casi todos los mercados durante el segundo trimestre: Alemania de 71,70 €/MWh en abril a 102,54 €/MWh en junio, Polonia de 64,50 a 103,90 €/MWh, Francia de 32,60 a 62,10 €/MWh, España de 36,90 a 65,90 €/MWh. Solo Reino Unido bajó ligeramente, de 90,50 €/MWh en mayo a 85,10 €/MWh en junio.

Precios de la energía más altos elevan tanto los precios de captación solar como las tasas de captación, pero por mecanismos diferentes. Para los precios, la lógica es sencilla: una base mayor implica un número absoluto mayor, incluso con la misma tasa de captación. Por eso el precio de captación de Polonia subió aunque su tasa de captación cayó 2,6 puntos interanuales.

Los precios mayoristas también pueden elevar las tasas de captación solar. Como los precios se fijan de forma no lineal, las horas en que la solar no fija el precio se ven influidas por mecanismos más allá de la canibalización, que sin embargo siguen afectando la tasa de captación. Las horas a ambos lados del pico de producción solar —los "hombros"— pueden dispararse muy por encima del promedio. Cuando los precios en los hombros son altos mientras los precios nocturnos se mantienen bajos, las tasas de captación mejoran en general.

Los picos de precio vespertinos mejoraron las tasas de captación en Alemania

Alemania es el ejemplo más claro de cómo los precios en los hombros elevan las tasas de captación solar. Su recuperación no vino solo de una menor ; vino de lo que ocurre cuando la solar apenas genera. El precio promedio al mediodía en junio fue de 21,90 €/MWh, una caída menos profunda que los -22,20 €/MWh de abril. El mayor cambio fue en la tarde: el pico promedio subió de 162 €/MWh en abril a 183 €/MWh en mayo y a 258 €/MWh en junio, casi un 60% más en tres meses. El mismo patrón se observa en otros lugares, pero en ningún sitio tan marcado como en Alemania, y la red interconectada europea permite que los picos de precios se exporten a otros países.