Publicado en octubre de 2026 · Por el equipo de ClimateTrade
En resumen
España produce tanta electricidad solar a mediodía que el precio mayorista cae a cero o por debajo durante cientos de horas al año. Ese efecto, la canibalización, está reduciendo lo que cobra la fotovoltaica, abaratando los PPA y obligando a los promotores a replantear proyectos. Al mismo tiempo, otros proyectos se caen por un motivo distinto: la caducidad de sus permisos de acceso a la red. Para las empresas que compran energía, este escenario es una oportunidad si se compra bien.
¿Cuántas horas está la luz a cero o en negativo?
Los precios negativos han pasado de ser una rareza a algo habitual. Entre enero y marzo de 2026 el mercado español registró 397 horas con precios negativos, frente a 48 en el mismo periodo de 2025, según datos de OMIE recogidos por pv magazine. En todo 2025 hubo 555 horas negativas.
El 21 de febrero, entre las 12:00 y las 12:45, el precio llegó a -58,60 €/MWh, con 15,6 GW de producción solar frente a una demanda de 24,6 GW (pv magazine).
Si se suman las horas a cero, la cifra crece: en 2025 hubo 797 horas a cero o en negativo, el 9% del año, y otras 1.840 horas entre 0 y 30 €/MWh, según APPA Renovables citada por Vozpópuli.
¿Qué es la canibalización solar?
Todas las plantas fotovoltaicas producen a la vez, en las horas centrales del día. Cuanta más potencia solar se instala, más baja el precio justo en esas horas, y cada nueva planta cobra menos por su energía. La solar compite, en la práctica, contra sí misma.
La diferencia entre el día y el resto de horas ya es enorme. En septiembre de 2026 la electricidad costó de media 45,32 €/MWh en las horas solares (de 10 a 18 h) y 192,77 €/MWh en el resto del día, según Grupo ASE citado por Levante-EMV.
El efecto sobre los ingresos de la fotovoltaica es directo. Según la patronal UNEF, el precio que cobró la solar fue de 42,28 €/MWh en 2024, 36,39 €/MWh en 2025 y solo 20,68 €/MWh en el primer trimestre de 2026 (El Independiente). El sector pide ya mecanismos de precios con suelo y techo.
¿Por qué se están cayendo proyectos?
Hay dos causas que conviene no mezclar.
La primera es económica. Con precios tan bajos a mediodía, muchos proyectos dejan de salir rentables sin almacenamiento. En la Comunidad Valenciana hay unos 1.000 millones de euros de inversión amenazados y promotores que están retirando proyectos, y los bancos ya piden baterías para financiar nuevas plantas (Levante-EMV). El mercado de proyectos lo refleja: un MW listo para construir se vende por menos de 30.000 euros, frente a 150.000 hace cuatro años, según Cinco Días.
La segunda es administrativa. El Real Decreto-ley 23/2020 fijó hitos obligatorios para mantener los permisos de acceso y conexión a la red. Los proyectos que no los cumplen a tiempo pierden esos permisos, con independencia del precio de la luz. Así han caído, por ejemplo:
- Carina Solar 9 y 10, de Solaria, con 98,8 MW (BOE del 13 de agosto de 2026), según Finanzas.com.
- Cuatro plantas en Castellón, Vilafamés 1 a 3 y Onda-Amber Solar, con 156,8 MW (DOGV del 4 de septiembre de 2026), según UNITNAVE.
- ISF A Gudiña Solar, de 60,72 MW (BOE-A-2026-13996, 27 de junio de 2026), según Cambios Legales.
Los precios bajos pueden hacer que un promotor no tenga incentivos para acelerar, pero la caída de estos permisos responde a plazos regulatorios, no directamente al mercado.
¿Qué pasa con los PPA y el almacenamiento?
La canibalización también ha abaratado los contratos a largo plazo. Según LevelTen, el PPA solar en España cerró 2025 con un P25 de 32,50 €/MWh, el nivel más bajo desde 2021 (pv magazine España).
La regulación empieza a empujar hacia el almacenamiento: el RD 917/2025 da a las instalaciones híbridas la misma prioridad de redespacho que a las renovables sin almacenamiento (pv magazine España). Las baterías permiten guardar la energía barata del mediodía y venderla por la tarde, cuando el precio se multiplica.
¿Qué pueden hacer las empresas ahora?
Para quien compra electricidad, este contexto abre una ventana. Estas son las palancas que recomendamos analizar:
- Firma un PPA a buen precio, pero revisa la letra pequeña. Los PPA solares están en mínimos desde 2021. Comprueba qué dice el contrato sobre las horas con precios negativos: quién asume el coste, si la planta puede dejar de producir y cómo se liquidan esas horas.
- Desplaza consumo al mediodía. Si tu actividad lo permite, mueve procesos, climatización o recarga de flotas a las horas solares, cuando la luz cuesta una fracción del resto del día.
- Compra energía y carbono juntos. Tu factura eléctrica y tu huella de carbono están conectadas. Una estrategia conjunta te permite asegurar energía renovable, medir tus emisiones y actuar sobre las residuales con proyectos certificados.
- Presupuesta con escenarios. Las diferencias entre horas solares y el resto del día son muy grandes y cambian cada mes. Usa datos fechados y con su fuente.
En ClimateTrade te ayudamos a comprar energía renovable para tu empresa en España y a medir y compensar tu huella de carbono en un mismo lugar.
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¿Por qué la luz está a cero en las horas de sol?
Porque la producción solar a mediodía supera muchas veces la demanda. Las renovables ofertan a coste casi cero y fijan el precio del mercado mayorista en esas horas.
¿Los precios negativos bajan mi factura?
Depende de tu contrato. Si pagas precio indexado al mercado, te beneficias en esas horas; con precio fijo, no directamente.
¿Todos los proyectos solares que se caen lo hacen por los precios?
No. Muchos pierden sus permisos de red por no cumplir los hitos del RDL 23/2020, una causa regulatoria distinta de la caída de precios.
Fuentes: pv magazine, 17 de junio de 2026 (datos de OMIE); Vozpópuli, abril de 2026 (datos de APPA Renovables); Levante-EMV, 9 de octubre de 2026 (datos de Grupo ASE); El Independiente, 15 de septiembre de 2026 (datos de UNEF); Finanzas.com, 14 de agosto de 2026; UNITNAVE; Cambios Legales; Cinco Días, 22 de abril de 2026; pv magazine España, 4 de febrero de 2026 (datos de LevelTen).
Imagen: Ken Oltmann/CoServ – U.S. Department of Energy (dominio público).
