España produce más electricidad de la que puede gestionar – El diario andino

España ha pasado de ser la envidia renovable de Europa a convertirse en un caso de estudio sobre los peligros de la saturación. Este verano, el país alcanzó un hito histórico donde la generación combinada de sol y viento superó los 10.500 GWh mensuales.

Esta desconexión ha provocado un efecto inesperado: hay tanta electricidad que su valor se ha desplomado. Para las empresas que invirtieron millones en paneles solares, el negocio ha dejado de ser rentable, transformando lo que era un caso de éxito en una «crisis de saturación» que pone en jaque al mercado español.

El mercado de «descuentos» y su colapso. Las perspectivas actuales para los propietarios de parques solares son sombrías. «Es temporada de descuentos», afirma Carmen Izquierdo, cofundadora de nTeaser, hablando con el Financial Times. La saturación es tal que las plantas solares operativas han visto caer su valoración desde los 916.000 €/MW de principios de 2024 hasta apenas 648.000 €/MW en la actualidad.

La situación es más dramática en los proyectos “ready to build” (con terreno y permisos pero sin obra). Según detalla el Financial TimesEl mercado está tan inundado que algunos promotores, desesperados por evitar las sanciones gubernamentales por no poder ejecutar los planes de construcción acordados, han llegado incluso a ofrecer proyectos por el valor simbólico de 1 euro. Esta situación ha provocado una ola de ventas de liquidación o ventas de liquidación, donde las empresas sacrifican parte de sus carteras para intentar salvar el resto de su capital.

Anatomía de un cuello de botella. ¿Por qué la factura sigue subiendo si hay demasiada energía? La respuesta está en una infraestructura obsoleta. Según un análisis de EmberEspaña sólo invierte 30 céntimos en redes eléctricas por cada euro destinado a renovables, cifra que supone menos de la mitad de la media europea.

A esta falta de inversión se suma el impacto del «Gran Apagón» del 28 de abril. Tras aquel incidente, Red Eléctrica pasó a operar en «modo reforzado», activando plantas de gas (más caras) constantemente para estabilizar la tensión de la red. Esta estrategia de emergencia ha costado a los consumidores mil millones de euros adicionales. Además, dada la incapacidad de la red para absorber toda la energía generada al mediodía, la reducción (energía limpia que se desperdicia) se ha triplicado, pasando del 1,8% al 7,2% en apenas unos meses.

La carrera por la flexibilidad. La industria ya no busca instalar más paneles, sino sobrevivir con los que ya tiene. Según el Financial Timesla gran esperanza son las pilas. La instalación de almacenamiento permite a los productores “salvar” proyectos no rentables almacenando energía cuando el precio es cero (o negativo) durante el día y vendiéndola por la noche.

Otras soluciones en progreso:

• Contratos PPA: Empresas como Zelestra firman acuerdos a largo plazo con gigantes como Microsoft o Amazon para alimentar centros de datos, aunque los precios solicitados por los compradores están cayendo peligrosamente por debajo del umbral de rentabilidad de 30 €/MWh.
• Exportación: España busca romper su «aislamiento energético» con proyectos como el cable submarino con Irlanda, previsto para 2030, que permitirá enviar el excedente solar al norte de Europa.
• Reformas regulatorias: Tras el rechazo del Real Decreto-Ley 7/2025 en el Congreso, el Gobierno busca vías alternativas para fomentar las microrredes y formación de rejilla (tecnología para que las baterías estabilicen la red como si fueran centrales eléctricas tradicionales).

Un «coste de enero» estructural. A pesar de los avances tecnológicos, el bolsillo del ciudadano se enfrenta a un escenario contradictorio. Según la última resolución de la CNMCLa retribución total que recibirán las empresas por el mantenimiento de las redes de transporte y distribución aumentará un 4,1%, hasta alcanzar los 6.608 millones de euros.

Sin embargo, el impacto final es un enigma de previsiones. La CNMC estima que para hogares (Tasa de 2,0 TD) los peajes podrían bajar un 1,3%, siempre que se cumpla su previsión de que la demanda de energía aumente un 3,6%. Pero aquí aparece el conflicto: mientras el Ministerio para la Transición Ecológica es muy optimista y propone un incremento de las tarifas del 10,5% en base a un crecimiento del consumo del 4,5%, el regulador (la CNMC) se muestra más cauteloso.

Este desequilibrio de cifras es peligroso. Si la demanda no crece tanto como espera el Gobierno, el sistema no recaudará lo que se espera para cubrir los costes de las renovables y las redes. Esto abriría de nuevo la puerta al temido déficit tarifario, una deuda histórica que España tardó más de una década en absorber.

Además, para quienes buscaron refugio en el autoconsumo, la lección del apagón de abril fue amarga: sólo el 33% de las instalaciones domésticas en España cuentan con baterías. Sin ese desembolso extra, los paneles solares se desconectan automáticamente durante un corte general por normas de seguridad, dejando al usuario a oscuras a pesar de tener el sol de su lado.

El laboratorio energético de Europa. España se ha convertido en el escaparate mundial de la transición energética. Ha demostrado que el carbón puede ser expulsado del sistema (no lo ha generado desde julio por primera vez en 140 años), pero también ha demostrado que la abundancia sin gestión es ineficiente.

Cómo concluye el análisis de EmberEl desafío para 2026 no es instalar más paneles, sino modernizar la red y centrarse en la flexibilidad. Como resume un ejecutivo citado por el Financial Times:el error no fue poner paneles, sino olvidarse de las redes. La factura que pagamos a final de mes no va a mejorar por batir récords de producción, sino por poder aprovechar cada rayo de sol. Hoy en día, el futuro de nuestra energía no depende de que se caliente, sino de que los cables y las baterías lleguen finalmente a tiempo.

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