Tras varios años de crecimiento acelerado, los precios del mercado eléctrico mayorista han alcanzado niveles históricamente bajos, forzando a los operadores a replantear sus estrategias.
En lo que va de 2025, el precio medio anual se sitúa en 64,96 €/MWh, con una caída superior al 50 % entre febrero y marzo y un repunte del 24 % en octubre hasta 75,78 €/MWh. A lo largo del año, se registraron 775 horas con precios iguales o inferiores a 0 €/MWh, reflejando el impacto de cada vez más solar, una demanda que crece lento y las limitaciones estructurales de la red.
José Donoso, Director General de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), reconoce que los precios capturados por las plantas fotovoltaicas y los vertidos continúan siendo “las principales preocupaciones de los empresarios del sector”.
En diálogo con Strategic Energy Europe, explica que actualmente existen más de 70 GW de proyectos que buscan conexión a la red, lo que multiplica por tres la demanda media del país, por lo que considera fundamental acelerar la concreción de esos proyectos para estabilizar el mercado.
“No podemos perder más tiempo, porque esas oportunidades pueden desvanecerse si no se concretan los concursos cuanto antes”, sentencia. El objetivo del sector es consolidar la demanda industrial y el autoconsumo colectivo como motores de electrificación y reindustrialización.
Asimismo, señala que la reciente aprobación del nuevo Real Decreto 355/2025, que habilita la gestión dinámica y la hibridación de plantas fotovoltaicas, “es un paso adelante muy importante” para resolver los problemas de precios capturados bajos y mejorar el business case de las plantas.
Este contexto también está dando lugar a una transformación interna de las compañías. “Si hace unos años el perfil clave era el responsable de promoción de nuevos emplazamientos, hoy lo es la persona que sepa gestionar la venta de electricidad y participar en todos los mercados correlacionados”, subraya Donoso.
Esta evolución marca el paso hacia un modelo donde la gestión de ingresos diversificados —desde servicios de red hasta hibridación con almacenamiento— es esencial para mantener la rentabilidad.
Aceptación social y orden en el despliegue: desafíos pendientes
El directivo de UNEF identifica un segundo frente crítico: la aceptación social. Explica que las oposiciones al desarrollo fotovoltaico provienen de intereses económicos diversos que compiten por el uso del suelo, así como de movimientos y partidos que buscan visibilidad política en el ámbito rural.
A su juicio, la gestión social será determinante de cara a las elecciones municipales y autonómicas de 2026, donde la oposición local podría ralentizar la tramitación de nuevas instalaciones.
En este marco, destaca que las empresas deben actuar “de forma excelente y en contacto con la realidad de cada zona”, trabajando en establecer acuerdos con los municipios y generando propuestas de valor.
Al mismo tiempo, el sector defiende la planificación actual frente a las críticas surgidas tras el apagón ocurrido en 2025. “Los informes del Gobierno, de Red Eléctrica y de los reguladores europeos descartan cualquier implicación de la fotovoltaica”, afirma Donoso y añade que el despliegue solar se ha realizado en consonancia con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).
Hacia 2026: gestión dinámica, almacenamiento y nuevos ingresos
El horizonte inmediato para la solar pasa por tres grandes vectores: la gestión dinámica, el almacenamiento y la aceleración de la demanda eléctrica.
La reciente autorización de las primeras plantas con gestión dinámica de tensión marca un hito.
“Participar en los mercados de tensión es una oportunidad clave, no solo económica sino de seguridad para el sistema”, explica Donoso. Este mercado, que en 2025 representa un coste de 4.000 millones de euros para los consumidores, permitirá desde enero que las plantas fotovoltaicas obtengan ingresos adicionales al contribuir a la estabilidad de la red.
En paralelo, el almacenamiento se perfila como el segundo pilar de competitividad. A finales de año ya estarán las primeras instalaciones de almacenamiento operativas, lo que en el sector se traduce como una mejora de la rentabilidad financiera de las plantas y una mayor participación en los mecanismos del mercado eléctrico.
De hecho, según el Informe del Sistema Eléctrico 2025 de Red Eléctrica, España añadirá cerca de 2 GW de capacidad de almacenamiento antes de 2026, impulsada por proyectos híbridos solar-batería.
Todo ello, abre las puertas de un 2026 de consolidación y ajuste. “El año 2025 ha sido un periodo de incertidumbre necesario para despejar incógnitas. Algunas ya se han resuelto, como la hibridación, pero necesitamos avanzar en todo lo que no se ha hecho durante este año”, apunta.
¿Cuáles son esos pendientes? Impulsar la electrificación y el almacenamiento, acompañadas de nuevas subastas de energía que garanticen estabilidad para los inversores.
Para el referente de UNEF las licitaciones siguen siendo “fundamentales” para aquellos que no logran contratos bilaterales y necesitan financiación estable.
El panorama de precios refuerza la urgencia de diversificar los ingresos. En 2024, el precio medio del mercado fue de 76,30 €/MWh, un 23,7 % inferior al año anterior, mientras que el primer semestre de 2025 marcó una media de 62 €/MWh, un 32 % menor que la media europea. La rentabilidad de las plantas dependerá cada vez más de la capacidad de participar en mercados complementarios y de incorporar almacenamiento.
