La fiebre renovable en España se enfría y amenaza con una pulmonía financiera

La fiebre por desarrollar proyectos de energías renovables en España, sobre todo fotovoltaicos, no solo se está enfriando sino que amenaza con aflorar una complicada pulmonía financiera para aquellas inversiones que fueron financiadas con previsiones de ingresos superiores a las que actualmente permite el mercado.

En junio del 2026, la energía solar fotovoltaica marcó un récord del 29,5% de la generación total de electricidad en ese mes. Es el resultado de la escalada de proyectos de generación solar que se han instalado en el país en los últimos años. Solo desde 2024, hay 20 GW de fotovoltaica nuevos, como si hubieran abierto 20 nuevas centrales nucleares. La cifra supone todo un hito para la reducción de emisiones y para aliviar el coste final de las facturas de los consumidores. Pero comienza a ser un problema para algunos empresarios.

La avalancha de proyectos en la generación ha chocado con dos grandes frenos. La red eléctrica española no tiene capacidad suficiente para inyectar toda esa energía en el sistema. Según la patronal de las grandes eléctricas Aelec, el 88% de los nodos de conexión tienen menos de 1 MW disponible. Cuando la conexión es posible, lo que faltan son clientes consumiendo a las horas de producción solar o baterías suficientes para acumular la producción y utilizarla posteriormente.

En junio de 2026, la electricidad perdida (es decir, que tuvo que ser despreciada por falta de uso) alcanzó un récord de 1,2 teravatios hora (TWh), casi seis veces más que el año anterior y nueve veces más que en 2024, según los datos de la consultora Aurora Research.

El exceso de oferta fotovoltaica hace que las generadoras pongan en el mercado su producción a precios cero e incluso negativos (es mejor eso que parar las plantas). “Alrededor de 892 GWh de energía no pudieron integrase en el sistema en 2025, exclusivamente por restricciones de red”, según esos datos.

En 2025 se contabilizaron 759 horas con precios cero o negativos en el mercado mayorista de electricidad, frente a las 696 registradas durante todo 2024, y el precio medio al que se retribuyó la generación a las plantas solares pasó de 42,28 a 33,95 euros MWh, un 19,7% menos, según datos de la Unión Española Fotovoltaica.

A este contexto se suma que la operación reforzada del sistema eléctrico que está aplicando REE para evitar los apagones encareció los costes asociados a las restricciones técnicas y servicios de ajuste del sistema un 49%, hasta los 3.770 millones de euros.

“Estamos ante un cambio profundo en la economía de determinados proyectos fotovoltaicos. Muchas inversiones se estructuraron sobre unas previsiones de precio, unos ingresos asegurados mediante contratos a largo plazo (PPA) y unas condiciones de financiación que ya no siempre se reproducen. Cuando esos supuestos dejan de cumplirse, pagar la deuda puede convertirse rápidamente en un problema”, explica Enrique Calabuig, socio de Abencys.

La situación está muy lejos de ser un problema coyuntural. Aurora Research estima que en 2026 el 2,5% de la generación total se perderá, lo que presionará mucho más a la baja los precios. “Este escenario puede obligar a revisar los proyectos concedidos para la construcción de plantas, renegociar calendarios de amortización, incorporar capital adicional o replantear por completo el modelo operativo. En los casos más comprometidos, será necesario una reestructuración preventiva para evitar que la falta de liquidez termine convirtiéndose en insolvencia irreversible”, señala Calabuig.

No todos sufren igual. El impacto es muy variable. Depende de la zona geográfica en la que se sitúen las plantas. Extremadura y Zaragoza son las más afectadas. Pero incluso dentro de estas zonas, las que están cerca de una conexión eléctrica pueden tener beneficios en lugar de pérdidas. El deterioro también depende del tipo de negocio, si tiene o no un contrato cerrado a precio fijo o si cuenta con todas las autorizaciones para ponerse en marcha o no.