Por qué el récord de generación solar no arregla la factura energética de España
Publicado: 18 agosto 2026 17:32 CEST
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El 1 de agosto de 2026, España generó
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, un récord absoluto. A pesar de ello, esa misma semana el precio mayorista de la electricidad superó los 100 euros por megavatio hora, y
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: 104,7 euros de media, un 50 % más que un año antes.
La paradoja ha dado mucho de sí estas semanas. La explicación técnica es conocida: el mercado marginalista (ver páginas 20-26 de
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), el gas fijando el precio de la hora punta y la falta de almacenamiento de la energía renovable. Pero la discusión tiene un problema de escala que rara vez se menciona.
Toda ella ocurre dentro del sistema eléctrico. Y la electricidad es
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: el 23,1 % del consumo final en 2024. Estamos hablando sobre el cuarto pequeño de la factura energética del país mientras los otros tres cuartos siguen funcionando, casi sin cambios, con petróleo y gas.
El récord, a escala
Cuando la fotovoltaica lidera el mix eléctrico con el 28 % de la generación mensual –como lleva haciendo cuatro meses seguidos–, está cubriendo alrededor del 7 % de la energía final del país. El logro es real: España ha desplegado la generación más barata de su historia a una velocidad que pocos anticipaban. Pero la parte descarbonizada de la economía nacional es la más fácil y la más pequeña.
Los otros tres cuartos son mucho más resistentes. Según la
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del Energy Institute, en 2025 el petróleo, el gas y el carbón supusieron el 75 % del suministro energético español: 51 %, 22 % y 2 % respectivamente. Y el detalle importa más que el porcentaje: tras un año de récords solares encadenados, el suministro de petróleo no bajó ni una décima y el de gas creció, mientras las renovables apenas se movieron. Mover camiones, aviones y maquinaria agrícola; generar calor en hornos industriales; alimentar la petroquímica: nada de eso se resuelve instalando más paneles, porque no está enchufado a la red.
La distinción no es un tecnicismo contable: ahí se localiza la exposición económica del país. El precio del gasóleo se traslada al coste de transportar cualquier mercancía, y de ahí al IPC; el del gas, a los costes de la industria de proceso. Ambos se fijan en mercados sobre los que España no tiene influencia. España puede batir todos los récords solares del mundo y seguir igual de vulnerable a una crisis en Ormuz, porque la vulnerabilidad no está en el enchufe.
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Por qué la fotovoltaica no se refleja en el recibo
Dentro del cuarto eléctrico, además, el abaratamiento tampoco se traslada al precio limpiamente.
El 5 de agosto el mercado mayorista marcó
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. Cinco horas después cotizaba a 194,69: más de cuarenta veces más caro. Y no fue un día excepcional: la punta de las nueve de la noche ha vuelto a superar los 240 euros varias veces en la segunda semana de agosto.
El precio se fija por un mecanismo marginalista: cada hora, la última fuente de generación necesaria para cubrir la demanda marca el precio de todas las demás. A mediodía es un panel solar; a las nueve de la noche, un ciclo combinado de gas.
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La demanda neta del sistema peninsular y el precio horario del 5 de agosto de 2026. El precio sigue el perfil de la demanda que queda por cubrir: se hunde en el valle solar del mediodía y se dispara en la punta de la noche. Enrique Parra Iglesias con datos de ESIOS/REE y OMIE,
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El consumidor no paga la media del día: paga sobre todo las horas caras, aquellas en que la solar no produce. El récord se diluye, por tanto, en un recibo dominado por la noche, por el gas y por los peajes, cargos e impuestos.
Producimos sin consumir
Hay un desajuste de fondo que conecta las dos partes del problema. La demanda eléctrica española lleva estancada desde 2020 mientras la generación sin emisiones crecía un 15,6 % en cuatro años. Producimos más electricidad limpia sin haber construido la demanda que debería absorberla ni un sistema para almacenarla.
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Evolución de la demanda eléctrica en España.
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El resultado:
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, el 3,6 % de toda la generación renovable. Electricidad limpia producida y tirada.
Y aquí se encuentran las dos mitades. La demanda que falta está, precisamente, en los tres cuartos no eléctricos: camiones que podrían ser eléctricos, calderas industriales que podrían ser bombas de calor, procesos térmicos de baja temperatura que podrían electrificarse. Electrificar esos usos daría salida al excedente solar del mediodía y reduciría a la vez la exposición al petróleo y al gas.
El límite: potencia firme
Conviene no subestimar la dificultad. La noche del 11 de agosto Red Eléctrica activó el mecanismo que permite pedir a la gran industria que reduzca su consumo.
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, con una ola de calor, un reactor nuclear parado y poca eólica. Fue la cuarta vez en el año. El operador subrayó que la continuidad del suministro no se vio comprometida, y conviene tomarle la palabra: ese mecanismo existe para no llegar a un apagón, y funciona.
Pero ilustra el orden de magnitud del reto. España tiene unos 155 gigavatios instalados para una punta que rara vez supera los 40, y aun así hay tensión en la hora crítica: lo que escasea no es potencia instalada, sino potencia firme a las diez de la noche. Si trasladamos al sistema eléctrico buena parte de los tres cuartos fósiles, esa punta crecerá, y el recurso de emergencia no puede seguir siendo pedirle a la industria que pare. Precisamente a la que queremos electrificar.
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La asignatura pendiente
Nada de esto es un argumento contra la
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, probablemente la mejor inversión energética de España en décadas. Es un análisis para determinar dónde queda el problema por resolver.
España
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, y eso no pueden solucionarlo récords renovables como el del 1 de agosto, porque estos ocurren en el compartimento que ya teníamos medio resuelto (la electricidad). Lo que falta –
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,
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,
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, tarifas que premien consumir cuando hay sol– sirve para que el cuarto eléctrico funcione mejor. Pero la partida grande se juega fuera: en el gasóleo de los camiones, el gas de los hornos y el crudo de la petroquímica.
Ahí está ahora el reto: en lograr una economía más eléctrica y menos fósil.
@burbubot resumen