Los precios de captura solar bajan cuando grandes volúmenes de generación fotovoltaica llegan al mercado durante las mismas horas y reducen los precios mayoristas de esas horas. Los precios negativos son la señal más visible, pero un proyecto solar puede perder valor relativo de mercado incluso cuando los precios siguen por encima de cero.
La generación solar en toda la UE está alcanzando nuevos máximos, pero los aspectos económicos de esa generación resultan cada vez menos sencillos. (Comisión Europea)
Es fácil interpretar el titular como otra noticia sobre un exceso de oferta renovable. Eso es solo una parte del problema. Los precios negativos suelen aparecer cuando coinciden varios factores: una generación elevada, una demanda débil, una capacidad limitada para transportar electricidad entre países o a través de la red y una flexibilidad insuficiente en otras partes del sistema. La energía solar suele estar implicada porque su producción se concentra a mediodía, pero rara vez es la única razón por la que los precios caen por debajo de cero.
Para los proyectos solares, la cuestión más importante empieza antes de que los precios lleguen a ser negativos.
Cuando más solar significa menor valor de captura
El precio mayorista medio no refleja necesariamente el valor de mercado de la producción de una planta solar. La generación solar se concentra en las horas de luz, que coinciden cada vez más con aquellas en las que entran simultáneamente en el mercado grandes volúmenes de energía fotovoltaica. A medida que aumenta la oferta al mediodía, el precio en esas horas puede caer aunque la media general del mercado siga siendo relativamente elevada.
Eso es lo que pretende mostrar el precio de captura. El precio de captura solar es el precio mayorista ponderado por la generación durante las horas de producción solar. La tasa de captura compara esa cifra con el precio medio del mercado en el mismo periodo.
Esto afecta de forma más inmediata a los proyectos que venden su energía directamente en el mercado y están expuestos a los precios mayoristas. Los PPAs, los CfDs y otros mecanismos de apoyo pueden atenuar o modificar esa exposición, pero no eliminan la señal de mercado subyacente. Unos valores de captura más bajos pueden seguir influyendo en los precios de los contratos futuros y en la financiación de nuevos proyectos.
Francia muestra lo rápido que esta situación puede pasar de la formación de precios en el mercado al funcionamiento de las plantas.
A finales de 2025, Francia continental tenía 30.4 GW de capacidad solar instalada, tras añadir 5.9 GW durante el año. RTE informó de aproximadamente 1.6 TWh de modulación de la producción solar en 2025, unas dos veces y media el nivel registrado en 2024. (RTE)
En concreto, durante los periodos de precios negativos, RTE estima que en 2025 dejaron de producirse alrededor de 3 TWh de generación eólica y solar. Aproximadamente 1.6 TWh correspondieron a la solar y unos 1.3 TWh a la eólica terrestre. RTE relaciona el aumento con una mayor frecuencia de precios negativos, el crecimiento de la generación solar en Francia y en los mercados vecinos, y una proporción creciente de capacidad renovable capaz de reducir su producción en respuesta a las condiciones del mercado. (RTE)
Dónde encajan las baterías
Cuando se pide a las plantas renovables que respondan de forma más activa a los precios bajos o negativos, la cuestión se orienta naturalmente hacia el almacenamiento.
Si parte del problema es que la electricidad llega en el momento equivocado, una batería puede desplazar parte de esa energía a otro momento.
Un proyecto solar con almacenamiento puede cargar cuando los precios al mediodía son bajos y descargar más tarde, en lugar de exportar cada megavatio-hora disponible en cuanto se genera. La IEA identifica el desplazamiento temporal de energía como una de las principales funciones de las baterías en sistemas con una elevada participación eólica y solar, especialmente cuando la producción renovable es alta y la demanda es baja. (IEA)
La actualización de mediados de 2026 sobre electricidad de la IEA también señala diferencias de precios intradiarias más amplias en varios mercados europeos y el valor que pueden generar para los recursos flexibles, como las baterías y la respuesta de la demanda. (IEA)
Para una planta solar, esto puede mejorar el momento de las ventas. La electricidad que de otro modo se exportaría durante un periodo de precios bajos puede almacenarse para más tarde. También puede almacenarse parte de la energía cuya producción se habría limitado por razones económicas. El proyecto no está generando más electricidad solar; está cambiando el momento en que una parte de esa electricidad queda expuesta al mercado.
El alcance de esta posibilidad tiene límites evidentes.
Una batería de 1 MW/2 MWh puede descargarse a plena potencia nominal durante unas dos horas. Si el excedente de generación solar dura cinco o seis horas, la batería no puede absorberlo todo. Si llega al periodo de precios bajos ya parcialmente cargada, el margen disponible es aún menor.
El cálculo comercial también es más complejo que comprar electricidad al precio más bajo y venderla al más alto. Las pérdidas del ciclo de carga y descarga, la degradación, la estrategia de ciclos, las restricciones de la red y la disponibilidad de la batería hacen que el resultado sea menos sencillo de lo que sugiere esa diferencia de precios. Una batería también puede estar obteniendo ingresos por servicios auxiliares o en otros mercados, de modo que aprovechar una oportunidad puede implicar un coste de oportunidad en otra parte.
Por eso, los ingresos por arbitraje estimados mediante modelos deben tratarse con cautela. Un precio negativo al mediodía seguido de un precio elevado al anochecer puede indicar que existe una diferencia de precios valiosa. No indica cuánto ganará realmente cada proyecto de baterías.
Los precios bajos al mediodía pueden reducir el coste de oportunidad de la carga, mientras que los precios más altos durante las horas posteriores pueden favorecer los ingresos por descarga.
El almacenamiento es solo una parte del problema de flexibilidad
La misma limitación aparece a nivel del sistema. Las baterías son útiles cuando el problema puede resolverse desplazando energía unas horas, pero no pueden eliminar un cuello de botella en la transmisión. Que el almacenamiento pueda aliviar una congestión depende de dónde esté conectado, de cuándo cargue y descargue y de la restricción concreta de la red.
Algunos problemas de flexibilidad también duran más que las pocas horas para las que las baterías de iones de litio suelen ser más adecuadas. Otros surgen de una demanda inflexible, de restricciones de generación o del diseño del mercado, y no de una simple escasez de almacenamiento de corta duración.
El propio marco de la IEA refleja esta realidad. El almacenamiento se sitúa junto a la respuesta de la demanda, una generación más flexible, la energía solar distribuida controlable, señales de precios más fuertes, la ampliación de la red y la interconexión. (IEA)
Finlandia y Suecia resultan interesantes en este sentido. Ambos países registraron menos horas con precios negativos en 2025, y la IEA señala varios factores que podrían haber contribuido a ello, como cambios en el acoplamiento de los mercados transfronterizos, almacenamiento adicional y una generación y un consumo más sensibles a los precios. (IEA)
El valor de la energía solar depende cada vez más del momento
Lo que está cambiando es la forma de entender el valor de la energía solar. Producir más electricidad sigue siendo importante, pero los megavatios-hora anuales explican menos cuando grandes volúmenes de generación llegan dentro del mismo intervalo reducido.
El precio asociado a esos megavatios-hora depende cada vez más del momento.
El almacenamiento en baterías ofrece a los proyectos solares cierta capacidad para cambiar ese momento, por lo que su valor aumenta a medida que bajan los precios al mediodía y se amplían las diferencias de precios intradiarias. Pero las baterías solo pueden desplazar la electricidad que cabe en ellas, y únicamente dentro del horizonte temporal para el que fueron diseñadas.
Por tanto, el mercado solar europeo está entrando en una fase en la que la generación de bajo coste, por sí sola, ya no basta para describir el valor de un proyecto. Lo que importa cada vez más es cuándo llega esa generación al sistema, cuánto está dispuesto a pagar el mercado por ella y cuánta flexibilidad existe para trasladarla a otro momento.
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