Plantas fotovoltaicas y eólicas.
Revuelta (Afry): "Por cada MW fotovoltaico que se instala en España tiramos el 80% de su producción en abril y mayo"
Pese al aumento de la capacidad renovable en España, el precio de la factura de la luz sube por problemas técnicos de la red.
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Llega la primavera y con ella los precios negativos en el mercado mayorista de electricidad. Especialmente en las horas centrales del día, que cada año suman cada vez más capacidad fotovoltaica, con récord tras récord de generación.
"Es cierto que las renovables abaratan el precio de la luz, pero llega un momento en el que hay saturación técnica y económica", explica a EL ESPAÑOL-Invertia Javier Revuelta, senior Principal de Afry Management Consulting, una de las consultoras energéticas de referencia.
"Por ejemplo, en lo que va de año, por cada megavatio solar que se conecta a la red, se tira el 80% de su producción, y el problema es que va a más", advierte.
"Vamos hacia un escenario en el que la producción sobra en un porcentaje cada vez más alto, pero sigue siendo necesaria la generación en horas donde no hay fotovoltaica. Y en ese momento, se debe recurrir a otras tecnologías, como los ciclos combinados de gas, lo que encarece el precio final".
Según sus datos, en 2025 "sobraron renovables" durante el 17% de las horas; el 39% de la producción fotovoltaica se generó en horas en las que había excedente, y el 13% de la eólica también se produjo en momentos de sobrante renovable.
Curtailments o vertidos
Pero ¿por qué se 'tira' tanta energía renovable? "Muchas veces no es porque no se necesite, sino porque hay una saturación en determinados nudos de la red y el operador del sistema, REE, les pide que se desconecten".
Es lo que se conoce como curtailments o vertidos, siendo el primero no remunerado. "El productor no gana dinero, pese a que su planta produce electricidad", porque "no cabe en el sistema". En 2025, fue "entre el 2% y el 3%" de lo que se perdió.
Y en el caso de la 'operación reforzada' de REE, no se puede emplear más renovable por una cuestión de estabilidad de la red o la tensión del sistema eléctrico.
Desde el apagón del 28 de abril de 2025, "entre 2 GW y 4 GW de ciclos combinados están disponibles para el operador en todas las horas del día, y hay que pagarles en el mercado de restricciones técnicas, en torno a los 150 euros/MWh-200 euros/MWh", dice el experto de Afry Management Consulting.
"Si lo multiplicamos por 8.000 horas al año, podríamos afirmar que el sistema se ha encarecido entre 4.000 y 5.000 millones de euros anuales; o, dicho de otro modo, unos 30 euros/MWh solo por encender el gas. El resto de tecnologías que aportan inercia al sistema —como la termosolar, la biomasa o las centrales nucleares— también se están utilizando al máximo".
En 2025, España instaló, aproximadamente, 10 GW de nueva capacidad solar fotovoltaica, incluyendo grandes plantas y autoconsumo.
Esta cifra consolidó un año récord, con datos que apuntan a cerca de 11,6 GW de nueva capacidad renovable, donde la fotovoltaica fue la protagonista principal.
La solar superó los 40 GW de capacidad total acumulada y marcó un récord al representar el 18,4% del mix eléctrico.
"Las renovables no vienen porque hay una decisión política que quiere que vengan, sino porque son rentables", continúa Revuelta. "Pero estamos llegando a un punto que a los proyectos no les salen los números".
"Es cierto que se sigue construyendo por inercia, porque los proyectos ya estaban en marcha, pero si nos fijamos en el porcentaje de horas en que el precio de mercado ha sido menor a 5 euros/MWh, cada año va aumentando".
Gas, no hidráulica
En 2025, al retirar carga base descarbonizada, el 83% de las horas no se cubrió con renovables sobrantes, sino con gas, ya que la hidráulica gestionable se reserva para las horas punta de mayor valor.
"Si no logramos atraer demanda eléctrica en las horas solares y/o disponer de almacenamiento para integrar más fotovoltaica en los próximos años, estaremos desaprovechando más de la mitad de la generación", concluye.
