En los últimos trimestres, el mercado eléctrico europeo ha mostrado señales claras de saturación en las horas solares, llevando los precios mayoristas a mínimos históricos. España, que lideró la carrera fotovoltaica en Europa, enfrenta ahora el reto de sostener la rentabilidad en un entorno donde el precio capturado cae y los mecanismos de capacidad aún no se implementan.
En lo que va de 2025, el precio medio anual se sitúa en 64,96 €/MWh, tras un desplome histórico de más del 50% entre febrero y marzo, con una recuperación parcial en verano y un repunte del 24% en octubre hasta los 75,78 €/MWh.
A lo largo del año se han acumulado 775 horas con precios iguales o inferiores a 0 €/MWh, reflejo de la creciente sobreoferta solar y de las limitaciones de red.
En este contexto, Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial, fundador y CEO de AleaSoft Energy Forecasting, advierte, en entrevista con Strategic Energy Europe, que España está entrando en una fase crítica donde la flexibilidad determinará quién podrá seguir siendo rentable y quién quedará fuera del mercado, un punto de inflexión que exige decisiones regulatorias urgentes y visión de largo plazo.
Los precios bajos están tensionando la rentabilidad del sector. ¿Cuánto tiempo puede soportar esta situación el mercado renovable y qué salidas existen?
El sector puede resistir durante un tiempo limitado, de dos a tres años, siempre que mantenga acceso a financiación competitiva, optimice costes y apueste por hibridar con sistemas de almacenamiento de energía para diversificar sus fuentes de ingreso mediante revenue stacking (arbitraje, servicios de balance, capacidad, etc.).
El riesgo de precios cero o negativos se subestimó para un sistema con alta penetración solar y limitaciones de red. Las señales de su persistencia son claras: vertidos crecientes y saturación en horas centrales del día. Para mitigar esta situación, veremos cada vez más proyectos hibridados con almacenamiento.
Además, se necesita dar un impulso al mecanismo de capacidad, a nuevas interconexiones internacionales y a una mayor respuesta de la demanda. El mercado tenderá hacia un nuevo equilibrio en el que la flexibilidad será el principal determinante de la rentabilidad.
¿Qué síntomas marcan el fin del “todo solar a cualquier precio” y cómo será el modelo de negocio que sobreviva a esta nueva etapa?
Los síntomas son la caída sostenida del precio capturado fotovoltaico, saturación de nudos y el encarecimiento de los costes de conexión. Aun así, el ritmo de instalación no parece desacelerarse.
La nueva etapa debería ser más selectiva. Los modelos exitosos combinarán PPAs con precios mínimos garantizados (floors), cobertura parcial merchant bien gestionada y proyectos hibridados que optimicen el perfil horario.
Las estrategias de overbuilding moderado, repowering y co-location de activos renovables con baterías serán esenciales para sostener los márgenes y estabilizar los ingresos.
En paralelo, España avanza hacia el cierre nuclear. ¿Qué consecuencias puede tener si no se acelera el despliegue de almacenamiento?
Puede representar un riesgo de perder potencia firme si el despliegue de almacenamiento no avanza al ritmo necesario. Si no se llega a tiempo, la consecuencia será una mayor volatilidad, dependencia de importaciones y potenciales picos de precio en horas de baja generación renovable.
Esto se puede evitar impulsando la hibridación de eólica, solar y almacenamiento para conseguir perfiles más planos; almacenamiento con duraciones de 4 a 8 horas en nudos críticos; y demanda flexible, especialmente industrial y de movilidad eléctrica, con incentivos claros para desplazar consumo y participar en servicios de ajuste.
Solo con esa coordinación podrá mantenerse la seguridad de suministro y la estabilidad de precios.
¿Qué transformaciones estructurales necesita la red para convertirse en un facilitador del crecimiento renovable?
La prioridad absoluta debe ser modernizar y reforzar la red de transporte y distribución. Es esencial incorporar tecnologías de gestión dinámica de líneas (Dynamic Line Rating), control de tensión y estabilidad (grid-forming), y acelerar la ejecución de la nueva Planificación 2025-2030.
Los nuevos concursos de acceso representan una oportunidad para optimizar el uso de la red, priorizando proyectos híbridos, firmes y maduros.
Sin embargo, los riesgos regulatorios siguen siendo elevados: falta de transparencia en los criterios, plazos inciertos y posibilidad de revisiones retroactivas. Una regulación estable y predecible será clave para atraer inversión.
En cuanto a la flexibilidad, ¿qué mecanismo falta y qué impacto tendría su implementación?
El gran ausente sigue siendo el mecanismo de capacidad. Su aprobación permitiría retribuir adecuadamente a las tecnologías que aportan firmeza y estabilidad, desde las baterías hasta la demanda flexible. Su impacto sería inmediato: mayor bancabilidad de los proyectos de almacenamiento, reducción de la volatilidad extrema y un entorno más predecible para la inversión a largo plazo.
[El Ministerio para la Transición Ecológica y la CNMC han anunciado que la entrada en vigor del mecanismo de capacidad se prevé para 2026, con subastas piloto que otorgarían pagos por disponibilidad a tecnologías que aporten firmeza al sistema, como baterías, hidráulica de bombeo o ciclos combinados.
El sector espera que este esquema ofrezca visibilidad de ingresos a largo plazo y alivie la falta de señales de precio que hoy limita la inversión en flexibilidad, aunque persiste la incertidumbre sobre los criterios de elegibilidad y la magnitud de los incentivos].
¿Podría el exceso de capacidad renovable desincentivar nuevas inversiones?
El riesgo existe y ya se percibe en ciertos nudos con congestión estructural. Un exceso de capacidad sin acompañamiento de red y almacenamiento puede provocar curtailments persistentes, erosionando el atractivo para nuevos proyectos. La clave estará en orientar la inversión hacia zonas con capacidad real de evacuación y priorizar proyectos híbridos o con almacenamiento.
¿Qué errores actuales podrían comprometer la eficiencia del sistema en los próximos años?
Retrasar el despliegue del mercado de capacidad y de los servicios de flexibilidad de demanda es un error regulatorio grave. También lo es promover plantas sin almacenamiento ni capacidad de control de rampa o inercia.
Y, desde el punto de vista de comunicación, generar expectativas irreales sobre plazos de conexión o estabilidad regulatoria.
Si no se corrigen, dentro de cinco años veremos una red más tensionada y un mercado menos eficiente de lo que podría haber sido.
¿Qué decisiones políticas podrían consolidar a España como líder renovable en Europa?
En primer lugar, aprobar e implementar el mecanismo de capacidad y el mercado de flexibilidad de la demanda, con reglas estables y previsibles.
En segundo, ejecutar sin retrasos la Planificación de redes 2025-2030, asegurando transparencia y prioridad para proyectos híbridos y firmes.
Y finalmente, impulsar medidas encaminadas a alcanzar el objetivo de almacenamiento de 22,5 GW a 2030 mediante subastas o contratos marco que garanticen certidumbre a largo plazo.
Con esas tres decisiones, España podría consolidarse como el mercado renovable más competitivo, estable y atractivo de Europa.
