España produce tanta energía solar que hunde sus precios: ahora los inversores intentan vender sus plantas con grandes descuentos

Miles de paneles producen electricidad a pleno rendimiento en una mañana soleada. La energía entra al sistema al mismo tiempo desde decenas de plantas, la oferta supera con mucho a la demanda y el precio mayorista se desploma. En algunas horas llega a cero y, en otras, cae incluso por debajo. Hay tanta electricidad disponible -y tan poca capacidad para almacenarla- que algunos productores aceptan precios negativos para que su energía sea absorbida por el mercado.

La pérdida de rentabilidad de la energía solar en España ha entrado en una nueva fase. Ya no se manifiesta únicamente en precios bajos, recortes de producción o ingresos inferiores a los previstos. Según Bloomberg, al menos cuatro proyectos o compañías españolas se han puesto a la venta, pero la diferencia entre lo que pretenden cobrar sus propietarios y lo que están dispuestos a pagar los compradores ha frenado varias operaciones.

El problema nace de una contradicción. España ha conseguido desplegar energía solar a gran velocidad y abaratar la electricidad durante las horas de mayor producción, algo beneficioso para millones de consumidores. Sin embargo, las baterías, las redes eléctricas y la demanda no han aumentado al mismo ritmo. El resultado es que algunas plantas generan cada vez más energía, pero ingresan menos por ella y pierden valor ante posibles compradores.

Más electricidad, pero menos ingresos

Durante los últimos 15 años, fondos de capital riesgo, bancos y grandes eléctricas han invertido más de 80.000 millones de dólares en el sector renovable español, tal y como recoge Bloomberg. La expansión convirtió al país en uno de los mercados europeos con mayor crecimiento de estas tecnologías y llevó a la solar fotovoltaica a adelantar a la eólica en febrero de 2025 como la fuente con mayor potencia instalada en España.

Sin embargo, esta tecnología produce la mayor parte de energía prácticamente al mismo tiempo. A mediodía, cuando el sol alcanza su punto más alto, numerosas plantas inyectan grandes cantidades de energía en la red. Si hogares, empresas e industrias no consumen toda esa electricidad y no existen baterías suficientes para guardarla, el precio cae.

Los precios negativos se producen cuando sobra tanta electricidad que algunos generadores aceptan pagar para que su producción sea absorbida por el mercado. No significa que la factura de todos los consumidores pase automáticamente a ser negativa, sino que en el mercado mayorista hay horas en las que la energía tiene un valor inferior a cero.

Antes de terminar el primer semestre de 2026, España ya había superado el número de horas con precios negativos registrado durante todo 2025, de acuerdo con la información publicada por la agencia financiera.

Para una planta solar, producir más no garantiza ganar más. Aunque venda una mayor cantidad de electricidad, sus ingresos pueden disminuir si el precio medio que obtiene por ella cae lo suficiente. Esa diferencia entre producción y facturación está deteriorando las previsiones sobre las que se financiaron algunos proyectos.

Activos a la venta y operaciones bloqueadas

Para ejemplificar la situación, Bloomberg menciona que la promotora española Arena Green Power y la gestora de activos renovables Matrix Renewables han sido ofrecidas a potenciales compradores. La empresa privada RIC Sun España también estuvo a la venta, aunque ha detenido el proceso mientras trabaja para incorporar baterías a sus parques. En esta línea, Iberdrola habría retrasado algunas ventas de activos después de recibir ofertas que consideraba demasiado bajas.

Hay una distancia evidente entre las valoraciones de vendedores y compradores. Los propietarios calculan el valor de sus instalaciones a partir de la inversión realizada y de los ingresos que esperaban obtener durante años. Los posibles compradores, en cambio, descuentan el riesgo de que continúen las horas con precios cero o negativos, las restricciones de producción y la falta de capacidad para almacenar la energía.

Daniel Pérez, responsable de la empresa energética pública catalana L’Energètica, explica a Bloomberg que el deterioro de las condiciones económicas está llevando a algunos inversores a intentar abandonar el sector aceptando fuertes descuentos. No se trata necesariamente de una oleada de ventas cerradas, sino de activos puestos en el mercado que no encuentran comprador al precio esperado.

Solaria, el ejemplo de producir más y cobrar menos

La evolución de Solaria resume la paradoja. Su producción solar aumentó casi un 50% durante los tres primeros meses del año, mientras que el precio medio obtenido por esa electricidad cayó alrededor de un 20% en el mismo periodo.

Al mismo tiempo, BlackRock Advisors y al menos otras cuatro firmas de inversión han tomado posiciones bajistas sobre la compañía, es decir, han realizado operaciones con las que obtendrían beneficios si sus acciones pierden valor, según Bloomberg. Estas apuestas no significan por sí solas que Solaria vaya a registrar pérdidas, pero sí reflejan que una parte del mercado espera una evolución desfavorable de su cotización.

Solaria intenta reducir esa dependencia de la venta inmediata de electricidad. La empresa ha captado 300 millones de euros para adquirir baterías, que permitirían guardar la energía generada durante las horas centrales del día y venderla después, cuando baja la producción solar y el precio suele ser más alto. También estudia desarrollar centros de datos, que actuarían como grandes consumidores cercanos a sus plantas.

El papel clave de la red eléctrica

El problema no es únicamente cuánta electricidad se produce, sino qué puede hacerse con ella. La capacidad solar ha avanzado más rápido que el almacenamiento, las redes, las interconexiones y el crecimiento de la demanda.

Una batería permite desplazar la electricidad en el tiempo: la guarda al mediodía y la devuelve a la red por la noche. Una red más amplia y reforzada permite moverla en el espacio: trasladarla desde una zona con exceso de generación hasta otra donde hogares o industrias la necesitan. Sin esas dos capacidades, parte de la producción queda atrapada en el lugar y en el momento en el que se genera.

Cuando la red no puede absorber toda la energía, el operador puede ordenar recortes o desconexiones temporales. Estas restricciones obligan a una planta a reducir su producción aunque haya sol y capacidad técnica para generar, por lo que parte de la electricidad potencial termina desaprovechándose.

Bloomberg sostiene que Red Eléctrica ha intensificado desde el apagón que afectó a España y Portugal en abril de 2025 las órdenes para reducir la producción o desconectar temporalmente algunas instalaciones solares. La agencia relaciona esta mayor cautela con la necesidad de mantener estable el sistema, pero no atribuye a la energía solar la causa directa del apagón.

La red necesita mantener estables la frecuencia y la tensión para que la electricidad circule con normalidad. Las grandes centrales con turbinas han contribuido tradicionalmente a sostener ese equilibrio, mientras que una presencia cada vez mayor de energía solar exige más control y otros mecanismos de respaldo.

Miles de millones para adaptar el sistema

El Gobierno de España considera que la situación es transitoria y ha autorizado una inversión adicional de 17.900 millones de euros en las redes de transporte y distribución eléctrica hasta 2030. La medida pretende facilitar la conexión de nuevos consumos industriales, viviendas y transporte electrificado, además de reforzar la seguridad y la resiliencia del sistema.

A esta ampliación de las redes se suma el impulso al almacenamiento. En 2025, el Ministerio para la Transición Ecológica lanzó una convocatoria de 700 millones de euros para financiar proyectos a gran escala, entre ellos instalaciones de baterías, bombeo reversible y sistemas térmicos.

El reto ahora es que estas inversiones lleguen a tiempo y permitan absorber una capacidad solar que sigue creciendo más rápido que las infraestructuras necesarias para aprovecharla.