España ha batido récords de generación fotovoltaica este verano, liderando el mix eléctrico durante varios meses.
A pesar de la alta producción solar, el 11% de la energía generada ha tenido que ser desechada por congestiones en las redes eléctricas.
La falta de almacenamiento y de infraestructuras modernas impide aprovechar todo el excedente solar, manteniendo la dependencia del gas en horas sin sol.
El desacoplamiento de precios con Portugal y el aumento de los vertidos solares reflejan la necesidad urgente de más baterías, interconexiones y redes reforzadas.
España se enfrenta a una paradoja eléctrica: produce cada vez más energía renovable, pero sigue dependiendo del gas cuando cae el sol.
Y además, las congestiones de las redes eléctricas han repuntado durante el verano, por lo que se ha tenido que tirar en torno al 11% de esa producción en julio tanto en 2025 como en 2026.
La fotovoltaica marcó en junio un nuevo máximo histórico de generación y de cuota, y lideró por tercer mes consecutivo el mix eléctrico mensual. En julio volvió a batir su récord de producción, con 7.696 GWh y una participación del 28,3% del mix.
El problema aparece especialmente durante las horas centrales, cuando coinciden una elevada producción solar, una demanda todavía moderada y una red incapaz de trasladar todo ese excedente hacia las zonas donde podría consumirse.
La solución estaría en las baterías, que podrían absorber ese excedente y equilibrar el mercado. Están preparadas para poder hacer acto de presencia, pero mientras el Gobierno no lance las subastas de capacidad, seguirán durmiendo el sueño de los justos.
"La señal económica nunca ha sido tan buena y la conexión efectiva nunca ha sido tan lenta. Eso apunta a un cuello de botella regulatorio y de red, no de mercado", señala a EL ESPAÑOL-Invertia, Antonio Delgado Rigal, Doctor en Inteligencia Artificial y CEO de AleaSoft Energy Forecasting.
"Las estimaciones de cierre de 2026 van de unos 334 MW de baterías en el escenario lento a unos 1.208 MW en el rápido, con un escenario base en torno a 750 MW", añade.
Más de 37 GW de baterías
Los datos son contundentes. Según Red Eléctrica, la potencia de baterías instalada en España está en 260,8 MW en agosto de 2026, frente a 221 MW en mayo: unos 40 MW en tres meses.
"Y enfrente, una cartera de más de 22 GW con permisos de acceso y conexión concedidos, más otros 15 GW en tramitación", recuerda el experto.
Y mientras tanto, crecen los vertidos fotovoltaicos, es decir, aquella generación solar que se tira sin usar por la congestión de las redes eléctricas.
"El problema de la electricidad española este verano no es que haya demasiado sol. Es que hay mucho sol al mismo tiempo, en determinados lugares y durante unas pocas horas del día", continúa Delgado Rigal.
"En los dos últimos años se han conectado en España alrededor de 20 GW de nueva potencia fotovoltaica y otros 2 GW eólicos, mientras que las redes y el almacenamiento no han crecido al mismo ritmo", dice.
La tecnología que debería conectar el exceso de las horas solares con el pico nocturno, es decir, las baterías, todavía avanza con demasiada lentitud. El cuello de botella no está en la falta de interés empresarial, sino en los permisos de acceso y conexión, la saturación de determinados nudos de la red y la falta de certidumbre sobre los ingresos futuros.
Energía que no compra Portugal
También este verano se ha producido un fenómeno curioso: la generación fotovoltaica de España no consigue abaratar el precio en Portugal, por lo que se produce un paradójico desacoplamiento de un mercado que funciona casi a la par todo el año.
Y lo hace precisamente cuando más energía solar produce.
Mínimo, medio y máximo precio mercado diario OMIE de Agosto de 2026
"España y Portugal comparten el mercado eléctrico ibérico y cuentan con unos 4,2 GW de capacidad de interconexión", relata el responsable de AleaSoft Energy Forecasting.
"Mientras existe capacidad suficiente en el enlace, el algoritmo europeo determina un precio común. Pero cuando el flujo necesario para igualar ambos mercados supera la capacidad disponible, se produce el market splitting: cada país fija un precio diferente".
Y "la frecuencia de este fenómeno está aumentando", advierte el experto.
"Las diferencias de precio se produjeron en el 11,1% de las horas de junio, el 12,4% de julio y el 16,1% de lo que va de agosto".
"La explicación es estructural: España ha incorporado mucha más fotovoltaica en relación con su demanda que Portugal. En las horas solares puede aparecer un excedente español tan elevado que el enlace deja de ser suficiente para exportarlo", comenta.
"Pero también ocurre al revés: cuando Portugal dispone de abundante agua y viento, puede registrar precios inferiores a los españoles", señala.
Un año muy lluvioso
Y si otros años, el problema era la sequía, este 2026 puede presumir de tener un buen nivel en los embalses. Según el Ministerio para la Transición Ecológica, la reserva hídrica española se encuentra al 66,2% a día de hoy.
"España llega al verano con una elevada disponibilidad de agua, pero eso no significa que las centrales hidroeléctricas vayan a producir al máximo", recuerda Antonio Delgado Rigal.
"El agua almacenada es un stock energético que puede utilizarse hoy o mañana, y los operadores deciden cuándo turbinarla teniendo en cuenta las expectativas de precios". "Y precisamente ahí está una de las claves de este verano", añade.
La electricidad barata se concentra al mediodía, cuando sobra solar, mientras que las horas más caras aparecen cuando desaparece el sol. La punta crítica se desplaza hacia las 21 y 22 horas, cuando aumenta la demanda de refrigeración y la producción fotovoltaica es prácticamente nula.
Es entonces cuando entra en juego el gas. Con los precios internacionales del combustible tensionados por la situación geopolítica y la incertidumbre sobre el suministro energético, cada hora en la que un ciclo combinado fija el precio puede resultar especialmente cara.
En julio, el precio mayorista español rondó los 94 euros/MWh, un 30% más que un año antes, según datos recogidos por EFE.
El verdadero reto de la transición energética española, por tanto, ya no es producir más renovables. Es conseguir que esa energía pueda viajar, almacenarse y consumirse en el momento adecuado.
Sin baterías, más interconexiones, redes reforzadas y una demanda capaz de desplazarse hacia las horas solares, el país corre el riesgo de tener cada vez más electricidad renovable y, paradójicamente, seguir necesitando gas para encender la luz.