El peso creciente de la solar fotovoltaica remodela la curva de precios en agosto

El avance imparable de la generación solar fotovoltaica en España está transformando de forma estructural el comportamiento del mercado eléctrico mayorista. Durante los meses de máxima irradiación solar, como agosto, la masiva inyección de energía fotovoltaica en las horas centrales del día presiona a la baja los precios en el mercado OMIE, mientras que la ausencia de esa generación por la noche provoca repuntes significativos que, según las previsiones del mercado, podrían alcanzar los 140 euros por megavatio hora (€/MWh) en las franjas nocturnas.

Este fenómeno, conocido en el sector como la curva del pato o duck curve, no es nuevo, pero se acentúa cada verano conforme España suma más potencia fotovoltaica instalada. La diferencia de precio entre el mediodía solar y la madrugada o el anochecer se amplía progresivamente, lo que tiene implicaciones tanto para los consumidores domésticos con tarifas indexadas al mercado como para las empresas industriales y los operadores de almacenamiento energético.

Precios bajos de día, tensión nocturna: así se explica el efecto fotovoltaico

Durante las horas de mayor producción solar —generalmente entre las 10:00 y las 16:00 horas en verano—, la electricidad fotovoltaica entra en el mercado a coste marginal prácticamente nulo. Esta avalancha de oferta barata desplaza tecnologías más caras en la curva de despacho y hunde el precio de liquidación del mercado spot. En los días de mayor irradiación y menor demanda industrial (como sucede en agosto por las vacaciones), no es infrecuente que los precios de mediodía toquen mínimos históricos o incluso valores cercanos a cero.

Sin embargo, en cuanto el sol cae, la situación se invierte. La generación fotovoltaica desaparece de forma repentina y la demanda vespertina y nocturna debe cubrirse con otras tecnologías —ciclos combinados de gas, hidráulica, importaciones— cuya estructura de costes es muy diferente. El resultado es un diferencial de precio extremo entre las horas solares y las horas nocturnas, con estimaciones que apuntan a que el megavatio hora podría cotizar por encima de los 140 €/MWh durante algunas franjas nocturnas del mes de agosto.

Este escenario pone de relieve la necesidad de soluciones de almacenamiento energético que permitan trasladar el excedente solar diurno hacia las horas de mayor demanda nocturna, nivelando así la curva de precios y evitando los picos que encarecen la factura de los consumidores más expuestos al mercado mayorista.

Implicaciones para consumidores, industria y el desarrollo del almacenamiento

Para los hogares acogidos a la tarifa regulada PVPC, cuyo precio varía hora a hora según el mercado mayorista, agosto presenta un perfil de consumo con oportunidades claras: concentrar el uso de electrodomésticos de gran consumo —lavavajillas, lavadora, aire acondicionado programado— en las horas centrales del día puede suponer un ahorro relevante en la factura mensual.

Las empresas industriales con contratos indexados al spot también tienen incentivos para adaptar sus procesos productivos al calendario solar, trasladando cargas energéticas intensivas a las franjas de menor precio. Esta flexibilidad de demanda, aunque todavía infrautilizada en España, es uno de los mecanismos más eficientes para absorber el excedente fotovoltaico y reducir los picos nocturnos.

Desde la perspectiva del sector renovable, la ampliación de la brecha día-noche refuerza el argumento económico de los sistemas de almacenamiento con baterías, tanto a nivel de planta (BESS utility-scale) como en instalaciones de autoconsumo. Un sistema de almacenamiento que cargue durante las horas de precio bajo y descargue al anochecer puede capturar diferenciales de decenas de euros por megavatio hora, mejorando de forma sustancial la rentabilidad de los proyectos.

Asimismo, este patrón de precios refuerza el interés por los acuerdos de compraventa de energía a largo plazo (PPA), que permiten a los consumidores industriales blindarse frente a la volatilidad nocturna mediante contratos de suministro solar con precio fijo o semivariable, desvinculándose parcialmente de las tensiones del mercado spot en horas punta.

Un mercado que se adapta —o debe adaptarse— a la nueva realidad solar

El patrón de precios que se anticipa para agosto de 2025 no es una anomalía puntual, sino una tendencia estructural que irá consolidándose a medida que España avance hacia los objetivos de potencia solar fotovoltaica recogidos en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Con decenas de gigavatios adicionales de solar previstos para la próxima década, la gestión de los excedentes diurnos y la cobertura de la demanda nocturna se convertirán en uno de los grandes retos del sistema eléctrico español.

La respuesta pasa por una combinación de almacenamiento a gran escala, mayor interconexión con Europa, desarrollo de la gestión de la demanda y, a medio plazo, la consolidación del hidrógeno verde como vector capaz de absorber excedentes renovables y devolverlos al sistema cuando sean necesarios. Agosto, con su sol generoso y sus noches tensas en el mercado, es cada año un recordatorio de lo urgente que resulta acelerar esa transición.