​El 8 de julio de 2025, la generación solar en Gran Bretaña alcanzó por primera vez los 14 GW. Durante varias horas de esa tarde, la energía solar produjo más electricidad que el gas, la eólica y la nuclear juntas. Y eso sin incluir la solar en el esquema CfD, que prevé incorporar 10 GW de energía solar en los próximos años.

Ese récord de producción tuvo un impacto directo en el comercio de baterías. El 3 de julio, con un pico solar de 11,5 GW, el índice ME BESS GB registró £318/MW, un 84% por encima del promedio diario de verano de 2025. El 8 de julio, con la solar en 14 GW, los ingresos cayeron a £155/MW, un 10% por debajo del promedio. La solar está ampliando los diferenciales intradía algunos días y comprimiéndolos en otros, dependiendo de cómo el perfil de producción interactúe con la demanda y el viento.

Gran Bretaña cuenta ahora con 21 GW de solar instalada. El gobierno quiere alcanzar 45 GW de solar total — sumando tejados y suelo — para 2030. Eso implica más que duplicar la flota en cinco años, y los efectos del CfD y la solar sin subsidios en la formación de precios mayoristas, ingresos de baterías y tasas de captura solo se intensificarán. Así es como hemos llegado hasta aquí.

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Puntos clave - desarrollo solar en tres fases

• GB cuenta con aproximadamente 21 GW de capacidad solar operativa. En días de alta generación solar, los diferenciales de precios mayoristas se ven significativamente afectados.
• La flota se construyó en tres épocas de subsidios: FiT, RO y CfD. Cada una respondió a la posición de la solar en su curva de costes.
• La solar desplegada sin apoyo de FiT, RO o CfD — incluyendo tejados domésticos, instalaciones comerciales detrás del contador y utility merchant — representa ahora 8,6 GW.
• El CAPEX de solar a gran escala ha caído un 75% desde 2010 — de £3.050/kW a £780/kW. En el Reino Unido, DESNZ sitúa los costes actuales (≥5 MW en suelo) en £659/kWp, con un rango de £526–788/kWp.
• El pipeline CfD por sí solo contiene más de 12 GW desde AR4–AR7a. Junto con el despliegue sin subsidios, la flota total podría alcanzar los 41 GW para 2030 — cerca del objetivo de 45 GW.

La solar ya está revalorizando el mercado eléctrico

Con 21 GW, la solar es lo suficientemente relevante como para mover los precios, incluso en periodos de alta demanda. En días despejados de verano, la producción solar supera al gas desde el final de la mañana hasta media tarde, presionando a la baja los precios mayoristas del mediodía y modificando el diferencial intradía sobre el que negocian las baterías y generadores flexibles.

El impacto varía de un día a otro. Una alta producción solar puede ampliar la brecha entre los mínimos del mediodía y los picos vespertinos, generando oportunidades de trading. O, si se mantiene durante la tarde, puede aplanar la curva y comprimir los diferenciales. Ambos efectos son cada vez más notorios a medida que crece la flota.

Para los desarrolladores solares, cada gigavatio adicional reduce el precio mayorista en las horas exactas en que la solar genera. Se prevé que las tasas de captura solar caigan del 89% al 68% en la próxima década; descensos similares ya se han visto en Alemania y España, países con un desarrollo solar significativo.

Esa canibalización es una de las razones por las que el gobierno reincorporó la solar al esquema CfD — los ingresos merchant por sí solos no eran suficientes para mantener el ritmo de construcción que exige el objetivo de cero emisiones netas.

La solar se construyó en tres fases distintas

La flota solar de 21 GW de Gran Bretaña se ensambló en tres épocas, cada una en respuesta a la posición de la tecnología en su curva de costes.

La era FiT (2010–2019)

Lanzada a 41,3p/kWh para pequeños sistemas en tejado — más de ocho veces el precio mayorista actual — porque era lo necesario cuando la solar costaba £3.050/kW para instalar. En nueve años impulsó 5,1 GW en 860.000 tejados, en su mayoría residenciales. Un recorte del 64% en la tarifa en enero de 2016 redujo a la mitad las nuevas instalaciones de un día para otro, y el esquema cerró en 2019 a 3,8p/kWh.

La era Renewable Obligation (2013–2017)

Funcionó en paralelo, ofreciendo Certificados de Obligación de Energías Renovables (ROC) negociables — cada uno valorado en torno a £45–50. Como la solar recibía 1,2–2,0 ROC por MWh, el valor total del subsidio alcanzó £58–90/MWh.

Esto impulsó un auge concentrado de solar a escala utility — 5,7 GW en 878 instalaciones. El despliegue siguió un patrón trimestral marcado: los proyectos debían acreditarse antes del 31 de marzo de cada año, lo que generaba enormes picos en el primer trimestre. Solo el primer trimestre de 2015 vio la puesta en marcha de 2,3 GW.

El parón (2019–2022)

En 2020, ambos esquemas habían cerrado. El gobierno excluyó la solar de las rondas de asignación de CfD, considerándola "una tecnología consolidada" que podía sobrevivir con ingresos merchant. Tenía razón sobre la tecnología, pero se equivocó en el ritmo. Las nuevas instalaciones anuales cayeron a 300–400 MW — una fracción de los 4–5 GW por año que requería el objetivo de cero emisiones netas.

Dos factores cambiaron la trayectoria. La crisis de precios energéticos de 2022 hizo que la solar doméstica fuera irresistible: con precios minoristas de 25–30p/kWh, una instalación en tejado se amortizaba en 5–7 años. Las instalaciones domésticas se dispararon y desde entonces se mantienen por encima de 20.000 al mes. Además, el gobierno reincorporó la solar al CfD desde AR4 en 2022.

El regreso del CfD (2022–actualidad)

La solar ha sido la tecnología más prolífica por número de proyectos en cada ronda de asignación desde AR4. AR7a, anunciada en febrero de 2026, adjudicó 4,9 GW — la mayor licitación solar en la historia del Reino Unido — a un precio de £65/MWh, más de un 10% más barato que AR6. Solo 546 MW de solar CfD estaban operativos a finales de 2025, pero el pipeline es enorme: más de 12 GW adjudicados entre AR4–AR7a.

Junto al pipeline de subsidios, la solar sin subsidios ha experimentado un boom. El autoconsumo doméstico, las instalaciones comerciales detrás del contador y la utility sin subsidio — crecieron de 2,8 GW a finales de 2022 a 8,6 GW a finales de 2025.

A medida que los costes de construcción han bajado, la viabilidad de la solar respaldada por PPA ha mejorado, mientras que la solar en tejado se ha hecho más accesible para el público general.

Las categorías RO (5,7 GW) y sin subsidios (8,6 GW) constituyen dos tercios de la cartera actual. FiT representa 5,1 GW en 860.000 instalaciones. CfD actualmente es una parte pequeña, pero con 10 GW en el pipeline, se convertirá en la mayor categoría de la flota.

El despliegue va por debajo del ritmo CP30 - pero el pipeline CfD está en camino

2025 sumó 2,6 GW — el mejor año desde 2016. Pero el plan Clean Power 2030 requiere 4,7 GW por año durante cinco años. El ritmo de 2025 es solo el 55% de lo necesario.

Dos fuerzas impulsan la próxima ola. El pipeline CfD — más de 12 GW adjudicados entre AR4–AR7a — es el componente más seguro. Junto a él, la continua reducción de capex refuerza la viabilidad merchant, especialmente para solar con baterías.

En conjunto, el despliegue CfD y merchant apunta a una flota de unos 41 GW para 2030 — casi el doble de la actual, pero aún por debajo del objetivo de 45 GW. Los plazos de conexión a red son la mayor limitación. Los próximos cinco años deberían aportar más solar que los quince anteriores juntos.