En España se contabilizaron 397 horas con precios negativos entre enero y marzo, una cifra muy superior a las 48 horas registradas en el mismo periodo de 2025 y cercana al total anual de ese año (555 horas). El auge de la producción solar ante una demanda que no aumenta fue el principal detonante de esta dinámica, especialmente durante las horas centrales del día. Un ejemplo claro se produjo el 21 de febrero, cuando entre las 12:00 y las 12:45 CET el precio descendió hasta -58,60 €/MWh, coincidiendo con una generación solar de 15,6 GW frente a una demanda de 24,6 GW. Si no se actúa, el liderazgo renovable de España sufrirá un frenazo histórico: generadores renovables deben reducir producción, asumir vertidos energéticos o incluso pagar por entregar electricidad al sistema para evitar los costes técnicos asociados a una parada de sus instalaciones. El origen económico de esta situación se encuentra en el diseño del mercado eléctrico: el sistema marginalista fija el precio de toda la energía en función del coste de la última tecnología necesaria para cubrir la demanda. Sin embargo, las tecnologías renovables presentan una característica singular: una vez realizada la inversión inicial, su coste marginal de producción es prácticamente nulo. En el caso de la energía fotovoltaica, la radiación solar es gratuita y los costes operativos son muy reducidos. Esto provoca que, cuando existe exceso de oferta, los productores estén dispuestos a ofertar a precios muy bajos e incluso negativos para permanecer conectados, lo que erosiona la rentabilidad de numerosos proyectos renovables. “Tenemos un sistema de fijación de precios que es inadecuado para un escenario de elevada penetración renovable y baja demanda”, señala a pv magazine José Donoso, director general de la Unión española fotovoltaica (UNEF). En esta situación, se puede dar la paradoja de que, a pesar de tenerlo todo a favor, España no pueda alcanzar un sistema 100% renovable.
📌 Fuente: PV Magazine España