Los cuellos de botella de la red elevan el vertido solar en España a un récord de 1,2 TWh
España desperdició un récord de 1,2 TWh de electricidad en junio de 2026 porque el crecimiento fotovoltaico superó la capacidad de la red, el almacenamiento y la demanda diurna. La caída de los precios capturados y el aumento de los costes del sistema presionan la deuda y la valoración de los proyectos.
La expansión solar choca con los límites de la red
El sector fotovoltaico español afronta un creciente desajuste entre la capacidad de generación y la posibilidad del sistema eléctrico de absorberla. Según La Vanguardia, la electricidad desperdiciada alcanzó un récord de 1,2 teravatios hora en junio de 2026, casi seis veces más que un año antes y nueve veces el dato de 2024. El aumento amenaza la rentabilidad de proyectos financiados con previsiones de precios más altos e ingresos más estables.
La fotovoltaica aportó un récord del 29,5% de toda la generación eléctrica española en junio de 2026. España ha incorporado 20 GW de capacidad fotovoltaica desde 2024, un despliegue que La Vanguardia compara en escala con la apertura de 20 centrales nucleares. La expansión ha reducido emisiones y aliviado el coste para los consumidores, pero también ha intensificado la congestión durante las horas de mayor producción solar.
El acceso a la red es ya una de las principales restricciones. La asociación sectorial Aelec asegura que el 88% de los nudos de conexión tiene menos de 1 MW disponible. Incluso donde existe conexión, la escasa demanda diurna y la insuficiente capacidad de las baterías impiden consumir o almacenar toda la electricidad.
Precios cero y menores ingresos solares
Los datos de Aurora Research citados por La Vanguardia indican que 892 GWh no pudieron integrarse en el sistema en 2025 exclusivamente por restricciones de red. Aurora estima que en 2026 se perderá el 2,5% de toda la generación española. El exceso de oferta fotovoltaica también obliga a los productores a vender a precios cero o negativos cuando mantener las plantas activas resulta preferible a detenerlas.
El mercado mayorista español registró 759 horas con precios cero o negativos en 2025, frente a 696 horas en todo 2024, según la Unión Española Fotovoltaica. El precio medio recibido por las plantas solares cayó un 19,7%, desde €42,28 por MWh hasta €33,95 por MWh. El descenso debilita directamente la capacidad de pagar deuda de los proyectos financiados bajo supuestos de precios superiores.
Al mismo tiempo aumentan los costes de gestión del sistema. La operación reforzada aplicada por REE para reducir el riesgo de apagones elevó un 49% el coste de las restricciones técnicas y los servicios de ajuste, hasta €3.770 millones. Enrique Calabuig, socio de Abencys, explicó a La Vanguardia que, si dejan de cumplirse las hipótesis originales sobre precios, contratos PPA y financiación, los proyectos pueden necesitar revisar sus planes de construcción, renegociar amortizaciones, aportar capital o reorganizar su operación.
Los inversores endurecen la selección
El impacto varía según la ubicación y la estructura contractual. Extremadura y Zaragoza figuran entre las zonas más afectadas, aunque las plantas próximas a una conexión viable pueden seguir siendo rentables. También influyen la existencia de un contrato a precio fijo, las autorizaciones y una vía clara para comenzar la explotación comercial.
Estas diferencias están transformando las operaciones corporativas. El informe Spanish Energy Deal Pulse Q1 2026 de Alvarez & Marsal señala que la cuota de la energía solar en las transacciones energéticas españolas bajó del 70% en 2024 al 52% en 2025. Los inversores priorizan activos operativos o próximos a funcionar, con acceso confirmado a la red, almacenamiento, PPA u otras protecciones frente a la volatilidad de los ingresos. El mercado fotovoltaico español sigue siendo atractivo, pero la posición en la red y la seguridad de los ingresos son cada vez más decisivas para financiar y valorar proyectos.