El sector de las energías renovables está experimentando una transformación sin precedentes, y España se encuentra en el centro de este cambio. Según IRENA (2023), Europa añadió más de 57 gigavatios (GW) de capacidad renovable el año pasado, consolidándose como líder global en generación limpia. De esta cifra, España contribuyó con aproximadamente 5,8 GW de nueva capacidad solar fotovoltaica, lo que representa un incremento del 18,9% respecto al año anterior, elevando la capacidad total del país a 31,3 GW.
Este rápido crecimiento ha puesto de relieve un desafío crítico: los precios negativos de la electricidad. Durante 2024, el mercado eléctrico español experimentó más de 240 horas de precios negativos, especialmente en primavera y otoño, cuando la alta generación renovable coincidió con una demanda débil y una significativa producción hidroeléctrica. Este fenómeno, que también afecta a otros mercados europeos, pone de manifiesto la urgente necesidad de inversión en infraestructuras clave, como el almacenamiento de energía y las interconexiones transfronterizas.
En comparación con otros mercados europeos, España está particularmente expuesta debido a la limitada capacidad de exportar excedentes energéticos y la aún insuficiente integración de tecnologías de almacenamiento en el mix energético.
El Impacto en Proyectos Renovables
Los proyectos fotovoltaicos y eólicos están diseñados para maximizar la generación durante los momentos de mayor disponibilidad de recursos. Sin embargo, en días de alta producción renovable y baja demanda, los precios mayoristas pueden caer a valores negativos. En España, durante 2024, estas situaciones representaron entre el 3% y el 4% del tiempo total del mercado eléctrico, impactando significativamente en los ingresos de los productores.
En estos casos, el operador de red, Red Eléctrica de España (REE), suele recurrir a medidas de reducción de generación para evitar congestiones. Esto genera un dilema para los productores, que deben decidir entre generar con pérdidas económicas o detener la producción, comprometiendo acuerdos como Power Purchase Agreements (PPAs) o contratos de cobertura. Según ENTSO-E (2023), estas decisiones pueden reducir entre un 5% y un 8% los ingresos anuales de los proyectos renovables en Europa.
Los Precios Negativos y la Insuficiencia de la Infraestructura
A nivel europeo, la capacidad media de interconexión representa apenas el 10% de la demanda eléctrica total, muy por debajo del objetivo del 15% establecido por la Unión Europea para 2030.
En el caso de España, las interconexiones internacionales representan solo el 3% de la capacidad instalada total, limitando severamente la exportación de excedentes a países vecinos como Francia. Paralelamente, la capacidad instalada de almacenamiento en España apenas supera los 2 GW, una cifra insuficiente para absorber los excedentes de generación durante horas de precios negativos (IRENA, 2023).
Esta falta de infraestructura no solo desestabiliza el sistema eléctrico, sino que también dificulta atraer inversiones en renovables. Según IRENA (2023), los mercados con baja capacidad de almacenamiento e interconexión pueden experimentar una reducción de hasta el 15% en la rentabilidad proyectada de nuevos proyectos.
Para abordar este problema, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) establece el objetivo de instalar cerca de 22 GW de capacidad de almacenamiento para 2030, combinando proyectos de bombeo y sistemas de baterías (BESS). Aunque este enfoque es más flexible y adaptable, las interconexiones proyectadas entre España y Francia, como las de Aragón-Pirineos Atlánticos y Navarra-Landas, enfrentan retrasos debido a la complejidad de las negociaciones entre ambos países.
Evitar la Erosión del Merchant
El componente merchant, aunque ofrece flexibilidad para capturar precios altos, también conlleva riesgos. La recurrencia de precios negativos erosiona los ingresos y complica refinanciaciones. Según BloombergNEF (2024), esta volatilidad ha incrementado las tasas de descuento exigidas por los financiadores en proyectos con exposición merchant en hasta 60 puntos básicos durante el último año.
Esto obliga a los productores a implementar estrategias activas que aseguren ingresos estables y protejan la viabilidad financiera de los activos renovables.
Aprovechar las Oportunidades
Cuando se analizan soluciones al problema de los precios negativos, la clave radica en anticipar escenarios y ejecutar estrategias flexibles que permitan mitigar su impacto. Algunas recomendaciones incluyen:
- Incorporar sistemas de almacenamiento:
Estas soluciones permiten capturar excedentes durante horas de precios negativos y liberar energía cuando el mercado lo requiere. Según el U.S. Department of Energy (2022), un sistema de almacenamiento bien gestionado puede aumentar la rentabilidad de un proyecto renovable entre un 20% y un 25% en mercados con alta volatilidad.
- Contratos de hedging y swaps de precios:
Estas herramientas financieras permiten estabilizar ingresos y reducir la exposición a la volatilidad del mercado merchant. Según BloombergNEF (2023), en mercados con alta penetración renovable, estas estrategias han demostrado reducir las pérdidas por precios negativos en hasta un 30%.
- Ampliar la capacidad de interconexión:
Podemos Ayudarte
El rápido crecimiento de las renovables en España plantea desafíos complejos para IPPs, utilities, fondos de inversión y otros players. La gestión de activos en un entorno con precios negativos, requisitos regulatorios estrictos y recursos limitados puede ser abrumadora.
No se trata solo de mitigar los precios bajos €/MWh, sino de optimizar la producción, minimizar tiempos de inactividad y coordinar eficazmente con operadores de O&M. Además, para quienes están entrando en el mercado español, navegar sus peculiaridades administrativas y técnicas añade una capa extra de complejidad.
Si estos problemas te resultan familiares, quizá sea momento de analizar cómo enfrentarlos de manera efectiva.
Referencias:
IRENA (2021): Renewables Integration and Market Flexibility
IRENA (2022): The Role of Storage in Renewable Energy Integration
ENTSO-E (2023): System Stability Challenges with Increasing Renewable Penetration
Le Grand Continent (2025): Los precios negativos de la electricidad en Europa
BloombergNEF (2023): Risk Mitigation Strategies for Renewable Projects
U.S. Department of Energy (2022): Utility-Scale Battery Storage: Market Trends