La fotovoltaica española capta 31,2 €/MWh, por debajo de su deuda
Un problema de valor, no de costes
La energía solar fotovoltaica española atraviesa una fase crítica que no tiene su origen en los costes de producción, sino en el valor económico que la tecnología logra capturar en el mercado eléctrico. Así lo señala un informe elaborado por Manuel Fernández Ordóñez y Daniel Fernández Méndez, del Centro Peter Huber de la Universidad de las Hespérides, que alerta sobre un problema creciente de absorción de la producción solar en un sistema donde la demanda, el almacenamiento y la flexibilidad no han crecido al mismo ritmo que la capacidad instalada.
Según el estudio, una planta fotovoltaica plenamente expuesta al mercado mayorista capturó de media 31,2 €/MWh al cierre de agosto de 2026. Esta cifra permite cubrir el coste nivelado de generación (LCOE), estimado en 30,55 €/MWh, pero resulta insuficiente para dos objetivos financieros clave: recuperar la deuda, que exige 33,02 €/MWh, y remunerar adecuadamente el capital invertido, que requeriría 37,77 €/MWh.
La canibalización de precios reduce el valor de cada MW instalado
El fenómeno detrás de este deterioro es la conocida como canibalización de precios. La incorporación acelerada de nuevos parques solares concentra la generación en las horas centrales del día, cuando todas las instalaciones producen de forma simultánea. Cuando la demanda no logra absorber ese volumen y no existen suficientes mecanismos de almacenamiento o consumo flexible que permitan desplazar esa energía a otras franjas horarias, los precios mayoristas caen, arrastrando consigo la remuneración de las plantas fotovoltaicas.
Esta dinámica genera una paradoja para una tecnología que sigue siendo competitiva en términos de coste: cuanto mayor es su penetración en el sistema, más difícil resulta mantener el valor económico de la electricidad que produce. Cada nuevo megavatio instalado añade generación precisamente en las franjas horarias que ya soportan una intensa presión bajista sobre los precios.
La solar capturaba el 102% del precio del mercado en 2019
La evolución histórica del precio capturado por la fotovoltaica ilustra la magnitud del cambio. En 2019, las plantas solares obtenían un precio equivalente al 102% del precio medio del mercado mayorista, es decir, un valor prácticamente idéntico al del conjunto del sistema. En 2026, esa proporción se ha desplomado hasta el 49%.
En términos absolutos, el precio capturado alcanzó un máximo de 150,1 €/MWh en 2022, para descender después hasta 71,97 €/MWh en 2023, 41,77 €/MWh en 2024 y 35,87 €/MWh en 2025. La cifra de 2026, de 31,22 €/MWh, confirma una tendencia sostenida a la baja que coincide con el aumento acelerado de la potencia solar instalada, que ya representa el 23% del mix eléctrico español tras un récord de 10.105 MW nuevos en 2025.
Más horas con precios cero y vertidos que superarán los 12.000 GWh
Una de las manifestaciones más visibles de esta saturación es el aumento de las horas con precios cero o negativos. El informe estima que 2026 superará las 1.000 horas en estos niveles, frente a las 805 horas de 2025 y las 784 de 2024. Para los autores, esta progresión confirma la creciente saturación de las franjas horarias de mayor producción solar.
La pérdida de valor no se limita al precio: también afecta al volumen de energía que las plantas consiguen monetizar. Los vertidos solares, prácticamente inexistentes en 2020, han crecido con rapidez y el estudio estima que superarán los 12.000 GWh en términos anualizados durante 2026. Estos recortes se producen cuando una instalación tiene recurso solar y capacidad para generar, pero la energía no puede integrarse en el sistema por causas como una elevada producción renovable simultánea, una demanda reducida, congestiones de red o necesidades de estabilidad del sistema.
El impacto para los proyectos es directo: la energía que no se integra en el sistema tampoco genera ingresos. Según el informe, durante 2026 se han registrado jornadas en las que los vertidos solares llegaron a superar el 30% de la energía que entró en el mercado. Este efecto, además, no es homogéneo: la exposición de cada planta depende de su ubicación, el nudo de conexión, las congestiones de red, la disponibilidad de almacenamiento y las necesidades operativas del sistema, de modo que dos instalaciones con características técnicas similares pueden enfrentarse a situaciones financieras muy distintas.
El apagón de abril de 2025 agrava, pero no origina la crisis
El estudio distingue con claridad entre la pérdida estructural de valor de la fotovoltaica y los efectos derivados del apagón registrado el 28 de abril de 2025. Según los autores, el apagón no explica la canibalización de precios, un fenómeno que ya se estaba produciendo como consecuencia del aumento sostenido de la capacidad solar instalada, aunque sí ha incrementado la presión sobre el volumen de energía que el sistema es capaz de absorber.
El diagnóstico plantea un reto de fondo para el desarrollo futuro del sector: sin un avance paralelo en almacenamiento, electrificación de la demanda y mecanismos de flexibilidad, la rentabilidad de nuevos proyectos fotovoltaicos podría seguir deteriorándose pese a que los costes de la tecnología continúen siendo competitivos.