Las plantas solares generan electricidad al mismo tiempo, lo que hace bajar los precios cuando la oferta llega al mercado. La demanda, los contratos y el resto de la combinación de generación determinan cuánto caen esos precios.

En «Perspectivas de la energía solar en Europa: precios negativos, precios capturados y proyectos con almacenamiento», Till Stehr y Pablo Martínez analizan qué implica esto para los propietarios y cómo las baterías, los seguidores solares y el acceso a la red pueden mejorar la rentabilidad.

España registra más horas con precios negativos que los mercados que seguimos, pero los precios son los menos bajos

España registra más horas con precios negativos que los demás mercados de nuestra comparación, pero los precios rara vez caen mucho por debajo de cero. Muchos contratos de compraventa de energía solar (PPA) dejan de pagar durante esas horas, por lo que las plantas reducen su producción en vez de pagar por seguir generando.

En Alemania, algunas ayudas antiguas incentivan que las plantas sigan produciendo, mientras que parte del parque solar en tejados no responde a los precios. Así, más generación permanece conectada y los precios caen aún más por debajo de cero. La diferencia depende tanto de los incentivos y la flexibilidad como de la cantidad de energía solar instalada.

El tiempo también influyó en el resultado de España. Una primavera lluviosa aumentó la generación hidroeléctrica y presionó los precios a la baja antes de lo habitual. La brecha con otros mercados no siguió ampliándose durante el verano, ya que el aumento de la demanda ayudó a absorber la producción solar.

¿Qué parte de la producción de una planta solar coincide con horas de precios negativos?

En España, el principal riesgo es perder ventas durante las horas de mayor producción. En un activo virtual situado en el sur de España, el 21 % de la producción potencial coincidió con horas de precios negativos en los 12 meses hasta octubre.

Detener la producción durante esas horas mejora el precio medio que obtiene una planta, pero reduce la electricidad que vende. Por eso, los precios capturados deben analizarse junto con los volúmenes y los ingresos totales.

Lo mismo ocurre con los PPA: en nuestro ejemplo de 40 €/MWh, se pagaron solo 33 € por MWh de producción potencial al excluir las horas con precios negativos. El precio anunciado del contrato no indica a los propietarios qué parte de la producción se remunerará. Esto es especialmente importante en primavera, cuando largos periodos de precios ligeramente negativos pueden dejar sin remunerar una proporción considerable de la producción.

¿Por qué la energía solar española captura menos valor que la de los otros tres mercados de nuestras perspectivas?

España ya cubre con energía solar una gran parte de la demanda diurna. La presión es mayor en primavera, cuando la producción es alta, pero todavía no ha aumentado la demanda de aire acondicionado. El incremento de la demanda en verano ayuda entonces a absorber más producción y a sostener los precios. En Alemania, este aumento estacional de la demanda es menor, por lo que la producción adicional de verano se enfrenta a más competencia.

El aumento de los precios del gas en 2026 también ha contribuido a elevar los ingresos solares, al subir el precio medio de la electricidad en toda Europa. Este beneficio se produce en las horas en que todavía se necesita gas para cubrir la demanda y fijar el precio de la electricidad. Cuando la energía solar ya está empujando los precios hacia cero, el encarecimiento del gas apenas ofrece apoyo.