Las fotovoltaicas piden créditos puente al ICO ante el desplome de los ingresos de los parques solares

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha solicitado al Gobierno la creación de un programa de créditos puente a través del Instituto de Crédito Oficial para evitar que las dificultades de liquidez de numerosos parques solares desemboquen en procesos de insolvencia. La financiación permitiría a las sociedades propietarias de las instalaciones atender temporalmente el pago de intereses y amortizaciones hasta que el aumento de la demanda eléctrica y el despliegue del almacenamiento mejoren los ingresos de las plantas.

La petición refleja una de las principales paradojas de la transición energética española. La fotovoltaica produce cada vez más electricidad y ha contribuido a reducir tanto el consumo de combustibles fósiles como el precio mayorista para los consumidores. Sin embargo, la elevada concentración de generación durante las horas centrales del día está hundiendo precisamente la remuneración que obtienen los parques solares.

España terminó 2025 con cerca de 50 GW fotovoltaicos instalados, incluido el autoconsumo, después de incorporar 8,8 GW en un solo ejercicio. Durante ese mismo año, la demanda eléctrica aumentó un 2,8%. La capacidad solar ha crecido, por tanto, mucho más deprisa que el consumo capaz de aprovechar esa producción en los momentos de máxima irradiación.

El problema comienza en el mercado diario. Las instalaciones fotovoltaicas tienen costes marginales muy reducidos y presentan perfiles de generación altamente correlacionados: cuando aumenta la radiación, miles de megavatios entran simultáneamente en el sistema. Esta oferta desplaza a las centrales con mayores costes variables y hace caer el precio marginal hasta valores próximos a cero o incluso negativos.

1.300 horas con precios de 5 euros MWh o menos

Es el denominado efecto de canibalización. Cuanta más energía solar se incorpora al sistema, menor es el precio que percibe cada planta durante sus horas de funcionamiento. El precio medio diario deja así de ser una referencia representativa para evaluar la rentabilidad de una instalación. La variable determinante es el precio capturado, calculado ponderando los precios horarios por la energía que el parque entrega realmente en cada periodo.

Durante el primer semestre de 2026, el precio medio del mercado mayorista español se situó en 49 euros por MWh, frente a los 62 euros por MWh del mismo periodo de 2025. Sin embargo, se registraron cerca de 1.300 horas con precios iguales o inferiores a 5 euros por MWh y más de 1.000 de ellas se concentraron en las horas centrales del día. El precio capturado por la fotovoltaica quedó aproximadamente en el 46% del precio medio diario.

Esta pérdida de valor se produce aunque el precio medio mensual pueda resultar elevado. En agosto, por ejemplo, el encarecimiento del gas y el aumento de la demanda dispararon el mercado durante la tarde y la noche, mientras que la abundancia de generación solar siguió deprimiendo las cotizaciones al mediodía. El promedio mensual no refleja, por tanto, los ingresos efectivos de una tecnología que produce principalmente en las horas más baratas.

Limitaciones de la red

A la saturación económica se añaden las limitaciones físicas de la red. Cuando la producción renovable supera la demanda disponible en una zona o no puede transportarse con seguridad hasta otros centros de consumo, el operador del sistema debe ordenar reducciones de potencia. Estas restricciones pueden responder a congestiones, límites de las líneas y transformadores, necesidades de control de tensión o criterios de estabilidad y seguridad.

Conviene distinguir estos vertidos técnicos de los económicos. Un parque puede dejar de producir porque su energía no casa en el mercado o porque ofertar a determinados precios le ocasionaría pérdidas, aunque la red disponga de capacidad física. En otros casos, la instalación había resultado programada, pero Red Eléctrica ordena reducir su producción para resolver una restricción técnica. Ambos fenómenos reducen los ingresos, pero tienen causas y posibles mecanismos de compensación diferentes.

Las necesidades de redistribución de generación están creciendo. Hasta agosto de 2026, la energía movilizada para resolver restricciones técnicas aumentó un 33% respecto al mismo periodo del año anterior y su coste para la demanda se incrementó un 43%. Esta evolución responde tanto a la penetración renovable como a su concentración en determinadas zonas con elevada capacidad de generación y consumo local reducido.

Falta almacenamiento

El almacenamiento disponible sigue siendo insuficiente para corregir el desequilibrio horario. Al cierre de 2025, el sistema español contaba con unos 3.427 MW de almacenamiento, fundamentalmente centrales hidroeléctricas de bombeo. En mayo de 2026, la potencia peninsular había ascendido a 3.547 MW, pero solamente 216 MW correspondían a baterías.

La diferencia frente a los cerca de 50 GW fotovoltaicos es muy significativa. El sistema dispone todavía de poca capacidad para absorber varios gigavatios durante las horas solares, almacenarlos y devolverlos a la red durante la punta de la tarde y la noche. Aunque existen numerosos proyectos de baterías y bombeo en tramitación, su entrada en servicio requiere permisos, financiación, equipos, nuevas conexiones y varios años de construcción.

Esta situación está afectando especialmente a los parques financiados mediante project finance sin recurso. En este modelo, una sociedad vehículo obtiene deuda para construir la instalación y devuelve el préstamo exclusivamente con los flujos de caja generados por la venta de electricidad. Los bancos dimensionan la financiación utilizando previsiones de producción, precios capturados, vertidos y ratios de cobertura del servicio de la deuda.

Cuando los precios efectivos quedan muy por debajo del escenario utilizado en el modelo financiero, el parque puede mantener una elevada disponibilidad técnica y producir miles de megavatios hora, pero no generar caja suficiente para pagar intereses y amortizaciones. La reducción de las previsiones de ingresos rebaja además el valor del activo, dificulta la refinanciación y puede provocar el incumplimiento de las ratios exigidas por los bancos.

Proyectos más expuestos

Los proyectos más expuestos son los que entraron recientemente en operación con un nivel elevado de endeudamiento y venden su producción directamente al mercado. También pueden sufrir los parques cubiertos mediante contratos de compraventa de energía —PPA— cuando estos excluyen las horas con precios cero o negativos, limitan el volumen protegido o trasladan al generador el riesgo de perfil y de vertido.

En cambio, las instalaciones acogidas a mecanismos regulados, subastas o contratos de ingresos estables cuentan con mayor protección. También están mejor situadas las compañías integradas que combinan generación, comercialización, clientes finales y almacenamiento. Por ello, la crisis no afecta por igual a todo el parque fotovoltaico, sino principalmente a los productores independientes más endeudados y expuestos al mercado.

UNEF plantea los créditos del ICO como una solución transitoria para cubrir el servicio de la deuda entre 2026 y 2030. La expectativa del sector es que, durante ese periodo, entren en funcionamiento baterías y bombeos, se refuercen las redes y aumente el consumo procedente de la electrificación industrial, los centros de datos, el vehículo eléctrico, las bombas de calor y la producción de hidrógeno.

La patronal ha acompañado la petición financiera con otras propuestas. Entre ellas figuran la eliminación para las renovables del impuesto del 7% sobre el valor de la producción eléctrica, la remuneración de determinados vertidos técnicos y una retribución adecuada por la prestación de servicios como el control de tensión. UNEF también defiende un sistema de estabilización de ingresos con límites inferiores y superiores que reduzca tanto el riesgo para los productores como la exposición de los consumidores a episodios de precios elevados.

Desequilibrio del sistema

La financiación puente podría evitar problemas inmediatos de liquidez, pero no resolvería por sí sola el desequilibrio del sistema. La respuesta estructural exige acelerar el almacenamiento, reforzar las redes de transporte y distribución, ampliar las interconexiones, introducir demanda flexible y trasladar consumos hacia las horas de mayor producción renovable.

También será necesario facilitar que los inversores fotovoltaicos participen en los servicios de ajuste mediante el control de potencia activa y reactiva, regulación de tensión y soluciones grid-forming. Estas capacidades permitirían que las plantas dejen de actuar únicamente como suministradoras de energía y contribuyan también a la estabilidad dinámica del sistema.

España está integrando volúmenes crecientes de electricidad solar: en agosto de 2026 la fotovoltaica fue la primera fuente de generación, con el 29,2% del mix y 7.445 GWh producidos. El problema se concentra en determinadas horas y nudos, donde la oferta supera la capacidad de consumo, almacenamiento o transporte.