800 horas con precios a cero ponen en jaque la rentabilidad del sector en España
El acelerado despliegue de las energías renovables en el sistema eléctrico español ha convertido 2025 en un año clave para medir las tensiones estructurales de la transición energética. La proliferación de horas con precios cero o incluso negativos y el deterioro de los precios medios efectivamente capturados por los productores se han consolidado como uno de los principales problemas económicos del sector, especialmente para las tecnologías más expuestas a la coincidencia temporal de generación.
Según el informe mensual de Energías Renovables y Almacenamiento correspondiente a diciembre de 2025, elaborado por APPA Renovables, el mercado eléctrico español acumuló a lo largo del año un 9,1% de horas con precios iguales o inferiores a cero, lo que equivale a cerca de 800 horas en las que la electricidad se pagó a precio nulo o negativo. Aunque en diciembre no se registraron horas a precio cero, el fenómeno se concentró de forma especialmente intensa en los meses de primavera y verano, coincidiendo con elevados niveles de producción renovable y una demanda relativamente contenida.
Este contexto de precios deprimidos tiene un impacto directo en los ingresos reales de las instalaciones. Más allá del precio medio del mercado diario, lo determinante para los productores es el denominado precio capturado, que refleja el valor medio al que efectivamente venden su energía en función de las horas en las que producen. En 2025, esta métrica evidenció un claro deterioro, particularmente en aquellas tecnologías cuya generación se concentra en las horas de menor precio.
La solar fotovoltaica fue la más afectada. En el conjunto del año, el precio medio capturado por esta tecnología se situó en 35,75 euros por megavatio hora, con un apuntamiento de 0,55, lo que implica que sus ingresos quedaron muy por debajo del precio medio del mercado. La solar térmica registró un precio capturado de 46,76 euros por megavatio hora y un apuntamiento de 0, 72. Ambas tecnologías concentran su producción en las horas centrales del día, precisamente cuando el exceso de oferta presiona a la baja los precios. La eólica mostró un mejor comportamiento relativo, con un precio capturado de 63,41 euros por megavatio hora y un apuntamiento cercano a la unidad, mientras que la hidráulica se situó en 67,91 euros por megavatio hora, beneficiándose de su mayor flexibilidad operativa.
A esta presión sobre los ingresos se suma la creciente saturación de la red eléctrica. El informe refleja una situación cada vez más compleja en los nudos de acceso, con 386 nudos reservados para concursos de capacidad de generación y para la transición justa, que concentran 165.457 megavatios de capacidad de acceso no disponible para nuevos proyectos de generación renovable. Esta congestión limita de forma significativa la capacidad del sistema para absorber nueva potencia y retrasa la puesta en marcha de instalaciones ya planificadas, especialmente en comunidades con alta concentración de proyectos como Andalucía, Castilla y León, Cataluña o la Comunidad Valenciana.
Pese a estas restricciones, el volumen de solicitudes y permisos de acceso sigue siendo muy elevado. A cierre de 2025, el sistema eléctrico español contaba con 98.824 megavatios de capacidad de acceso concedida para instalaciones renovables, mientras que las solicitudes en tramitación alcanzaban los 53.962 megavatios. En términos de potencia de acceso, la cifra total con permisos concedidos se situaba en 134.284 megavatios, a los que se suman más de 53.600 megavatios adicionales solicitados. Estos datos reflejan el fuerte interés inversor, pero también el riesgo de un desajuste creciente entre la velocidad de despliegue de generación y el desarrollo efectivo de redes, almacenamiento y demanda.
El auge de las horas a precio cero o negativo, junto con la saturación de los puntos de conexión, está teniendo, además, un efecto directo sobre la operación del sistema. En 2025 se registraron miles de gigavatios hora de energía renovable obligada a reducir producción por restricciones técnicas y falta de integración, una señal clara de que el actual diseño del mercado y de las infraestructuras no está preparado para un sistema dominado por generación renovable.
Desde el sector se advierte de que, si esta situación se prolonga, puede comprometer la rentabilidad de los proyectos, dificultar su financiación y poner en riesgo los objetivos de inversión necesarios para cumplir con las metas climáticas. La solución pasa, coinciden los expertos, por acelerar el despliegue del almacenamiento, fomentar la electrificación de la demanda, reforzar las redes eléctricas y adaptar el marco regulatorio a una nueva realidad en la que la abundancia de renovables exige nuevas señales económicas y operativas para garantizar la sostenibilidad del sistema.
elEconomista.es
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