Más de 500 horas con precio negativo en 2026: la paradoja del sistema eléctrico más renovable de su historia

España tiene un problema de éxito. El sistema eléctrico español genera más energía renovable que nunca —mayo de 2026 fue el mes con mayor cuota solar fotovoltaica de la historia, con el 28,5% del mix— pero esa abundancia está generando un fenómeno que amenaza la rentabilidad de los proyectos y frena la inversión futura: los precios negativos en el mercado mayorista.

En lo que va de 2026, el mercado eléctrico español ha acumulado más de 500 horas con precios negativos o cero en el pool, concentradas en las horas centrales del día cuando la generación solar es máxima y la demanda es baja —fines de semana, festivos, primavera. En 2025 se registraron 798 horas con precio igual o inferior a 0 €/MWh, según datos de REE, de las cuales casi el 70% correspondieron a horas con precio estrictamente negativo. En mayo de 2025 se alcanzaron 269 horas con precios negativos o cero, el máximo histórico mensual hasta entonces.

El mecanismo es conocido: cuando la generación solar y eólica supera la demanda, el precio marginal del mercado cae a cero o se vuelve negativo porque los productores renovables prefieren pagar por despachar su energía antes que detener sus instalaciones. Para el consumidor industrial que puede desplazar su demanda a esas horas, es una oportunidad. Para el productor solar que vende a precio de mercado sin PPA, es un agujero en su cuenta de resultados.

5.414 GWh tirados a la basura: los vertidos de 2025, un récord que nadie celebra

Los precios negativos son la señal visible de un problema más profundo: el sistema eléctrico no puede absorber toda la energía renovable que genera. Cuando no hay demanda suficiente, almacenamiento disponible ni capacidad de exportación, la única solución es verter —ordenar a los parques que reduzcan o paren su producción.

En 2025, según datos de la Fundación Renovables, se desperdiciaron 5.414 GWh de electricidad de origen renovable en forma de vertidos técnicos, una cantidad superior a la demanda eléctrica anual completa de comunidades como Extremadura, Navarra, Cantabria o La Rioja. La cifra equivale al 3,11% de la electricidad limpia generada, aunque en julio de 2025 el porcentaje se disparó por encima del 11% —más de 1.100 GWh en un solo mes— tras la entrada en vigor de la operación reforzada que Red Eléctrica aplica desde el histórico apagón del 28 de abril de 2025 para garantizar la estabilidad del sistema con más gas de respaldo.

Según estimaciones de APPA Renovables, si se computan también los vertidos económicos —cuando los productores optan voluntariamente por no generar ante precios cero o negativos— el porcentaje de renovable desperdiciada en 2025 podría superar el 20% del producible total, equivalente a más de 37.000 GWh que podrían haber abastecido a más de 11 millones de hogares.

La curva del pato se acentúa: solar barata al mediodía, gas caro por la noche

El patrón que describe el mercado eléctrico español en 2026 es el de la curva del pato en su expresión más extrema: durante las horas centrales del día, los precios caen a 2-3 €/MWh o se vuelven negativos gracias al excedente solar; a partir de las 20.00 horas, cuando el sol cae y la demanda residencial sube, entran los ciclos combinados de gas y el precio puede escalar hasta los 70-80 €/MWh.

El resultado es un mercado con precio medio bajo pero altísima volatilidad horaria. El precio mayorista medio en el primer trimestre de 2026 se situó en torno a los 44 €/MWh, el más bajo de Europa en ese periodo, pero ese promedio oculta la brecha entre el mediodía solar y la tarde gasista.

Iberdrola, Endesa y Naturgy frenan en solar y apuestan por las redes

Las tres grandes eléctricas españolas han extraído la misma conclusión de este entorno y la han plasmado en sus planes estratégicos: menos solar nueva, más inversión en redes.

• Iberdrola destinará el 65% de sus 58.000 millones de inversión previstos para 2026-2028 a redes de transporte y distribución, frente al 60% del plan anterior. Su inversión en renovables tocó techo en 2023 con más de 5.400 millones y ha caído desde entonces: 4.701 millones en 2024 y 4.616 millones en 2025. En España prevé instalar apenas 500 MW adicionales hasta 2028.
• Endesa redujo su presupuesto en renovables un 20% en su plan 2026-2028 respecto al anterior, hasta 3.000 millones. En el primer trimestre de 2026, su inversión en generación renovable cayó un 52,7%, hasta 44 millones. Las redes concentrarán el 52% de su inversión total.
• Naturgy destinará solo 1.920 millones a renovables hasta 2027 —unos 640 millones anuales— frente a los cerca de 1.860 millones anuales previstos en su plan anterior. En 2025, las redes recibieron por primera vez más inversión que las renovables.

El argumento es el mismo en los tres casos: con precios negativos frecuentes, retornos inciertos y costes de financiación elevados, los nuevos proyectos solares no cierran sus números. Las redes, con retornos regulados y garantizados por los gobiernos, ofrecen la previsibilidad que los accionistas demandan.

Tres soluciones estructurales: almacenamiento, redes e interconexiones

El diagnóstico del sector es unánime: el problema no es que haya demasiada solar, sino que el sistema no está preparado para integrarla. La solución pasa por tres palancas que se refuerzan mutuamente:

• Almacenamiento: baterías y bombeo reversible que absorban los excedentes solares y los devuelvan a la red en las horas de punta. España tiene proyectos en marcha —como la mayor batería de España inaugurada por Iberdrola en Cáceres o la hidroeléctrica reversible de Meirama— pero la escala es todavía insuficiente.
• Refuerzo de redes: más capacidad de transporte y distribución para llevar la energía generada donde se demanda, reducir los cuellos de botella que obligan a los vertidos técnicos y facilitar la conexión de nueva demanda —centros de datos, electrolizadores, industria electrificada.
• Interconexiones: mayor capacidad de intercambio eléctrico con Francia y el resto de Europa para exportar los excedentes en lugar de verterlos. España sigue siendo una isla eléctrica relativa con apenas el 3% de su capacidad instalada disponible para intercambios transfronterizos.

Como resumió recientemente el nuevo presidente de APPA Eólica, Javier del Pico: "El reto del sector eléctrico debe ser volver al equilibrio". España tiene el recurso renovable, la tecnología y los proyectos. Lo que le falta es la infraestructura para integrarlos.