El estudio de UNEF demuestra el impacto económico de la fotovoltaica sobre el precio mayorista de la electricidad. Pero también revela el siguiente gran desafío de la transición energética española: aprovechar la energía solar cuando más valor tiene para los consumidores y el sistema eléctrico.
17.021 millones de euros en apenas 18 meses
La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) acaba de publicar un estudio que debería ocupar un lugar central en el debate energético español.
Según sus estimaciones, entre enero de 2025 y junio de 2026, la generación fotovoltaica y el autoconsumo permitieron reducir en 17.021 millones de euros el coste de adquisición de electricidad en el mercado diario español.
El precio medio observado durante ese periodo fue de 60,2 €/MWh. Sin la aportación fotovoltaica, el modelo de UNEF estima que habría alcanzado los 112 €/MWh.
Es decir, un precio mayorista aproximadamente un 46 % inferior al escenario simulado sin energía solar.
De los 17.021 millones, UNEF asigna 14.230 millones a las plantas fotovoltaicas en suelo y 2.791 millones al autoconsumo, mediante un reparto proporcional a la energía producida.
Se trata de resultados obtenidos mediante una simulación que reproduce la casación de OMIE y considera la respuesta de las interconexiones, los ciclos combinados y la generación hidráulica.
Conviene precisar que hablamos de un ahorro estimado en el mercado diario, no de una reducción directamente equivalente en las facturas finales de los consumidores, que incorporan otros conceptos y mecanismos de contratación.
Pero incluso con esta cautela, la conclusión es relevante:
La energía solar no solo reduce emisiones y dependencia energética. También contribuye a proteger la competitividad de la economía española frente a la volatilidad de los combustibles fósiles.
La paradoja solar: electricidad barata cuando menos vale
Hay otro dato del estudio que merece tanta atención como los 17.021 millones.
En 2025, el precio medio de la electricidad entre las 12:00 y las 16:00 fue de 28,95 €/MWh.
Entre las 20:00 y las 23:00 alcanzó los 105,27 €/MWh.
En el primer semestre de 2026, el contraste fue todavía más acusado:
13,62 €/MWh en las horas centrales del día.
92,03 €/MWh durante las horas de la tarde-noche.
El diferencial entre ambas franjas se situó, por tanto, cerca de los 80 €/MWh.
Además, durante 2025 se registraron 797 horas con precios cero o negativos.
Estos datos ilustran una transformación estructural del mercado eléctrico.
España dispone de una creciente capacidad para producir electricidad renovable a bajo coste, pero buena parte de esa generación se concentra en unas horas determinadas.
Mientras tanto, durante las horas sin sol, el sistema sigue necesitando tecnologías capaces de cubrir la demanda.
Esta situación genera una paradoja económica: cuanto más éxito tiene la fotovoltaica reduciendo los precios durante las horas solares, mayor puede ser la presión sobre los ingresos de sus propios productores.
El problema ya no consiste únicamente en producir electricidad renovable barata. Consiste en conseguir que esa electricidad esté disponible cuando realmente se necesita.
Y aquí entra el almacenamiento energético.
Primera oportunidad: trasladar la energía solar hacia las horas de mayor valor
Los sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) permiten desplazar energía desde periodos de abundancia renovable hacia otros de mayor demanda.
El principio es sencillo: almacenar cuando el coste de la electricidad es reducido y descargar cuando su valor aumenta.
La diferencia de precios identificada por UNEF constituye una señal económica favorable para este modelo.
Sin embargo, la rentabilidad no depende únicamente del diferencial horario.
Hay que considerar el rendimiento del ciclo de carga y descarga, la degradación de las baterías, los costes de operación, las condiciones de acceso a los mercados y, especialmente, la evolución futura de los precios.
Tampoco puede asumirse que el diferencial medio entre dos franjas pueda capturarse todos los días mediante arbitraje.
Por eso, el verdadero potencial está en desarrollar estrategias de almacenamiento que optimicen múltiples oportunidades, en lugar de depender exclusivamente de la compraventa de electricidad.
Segunda oportunidad: convertir el autoconsumo industrial en una herramienta de competitividad
El estudio de UNEF también destaca la contribución del autoconsumo fotovoltaico.
Pero producir electricidad sobre una cubierta industrial no significa necesariamente aprovechar toda su capacidad económica.
Muchas instalaciones generan excedentes durante las horas centrales del día y continúan comprando electricidad durante la tarde o la noche.
La integración de BESS permite cambiar este comportamiento.
Una industria puede almacenar sus excedentes fotovoltaicos, reducir compras de electricidad durante las horas más caras y gestionar sus picos de demanda.
El beneficio potencial no se limita al arbitraje energético.
También puede incluir una menor exposición a precios elevados, una utilización más eficiente de la potencia contratada y, cuando el sistema está diseñado para ello, una mayor continuidad operativa.
Esto abre una oportunidad especialmente interesante para el almacenamiento comercial e industrial (C&I).
En este segmento, SolaX Power dispone de soluciones que permiten abordar distintas arquitecturas de integración:
AELIO, mediante una arquitectura híbrida con integración fotovoltaica en corriente continua, resulta especialmente interesante para nuevos proyectos de autoconsumo industrial.
TRENE, con acoplamiento en corriente alterna, permite estudiar la incorporación de almacenamiento a instalaciones fotovoltaicas existentes, sin necesidad de sustituir toda la arquitectura de generación.
La elección entre ambas soluciones debe responder al perfil de consumo, la potencia fotovoltaica, los excedentes disponibles y las características de la instalación.
El objetivo no debería ser instalar el máximo número posible de baterías, sino identificar dónde cada kWh almacenado produce el mayor beneficio económico.
Tercera oportunidad: el almacenamiento como recurso de flexibilidad para la red
Existe una tercera fuente potencial de valor que va más allá del consumo individual.
A medida que aumenta la penetración renovable, el sistema eléctrico necesita recursos capaces de responder rápidamente a variaciones de generación y demanda.
Los BESS pueden contribuir a esa flexibilidad mediante servicios de balance, regulación de frecuencia y aportación de capacidad firme, entre otras funciones.
En España, el marco regulatorio también está evolucionando.
La Orden TED/966/2026, aprobada en septiembre, ha creado el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular.
Este mecanismo permite remunerar la disponibilidad de potencia firme mediante procedimientos competitivos, sujetos a los requisitos y obligaciones establecidos.
Por otra parte, el almacenamiento puede participar en servicios de balance como aFRR y mFRR, siempre que cumpla los requisitos de habilitación y acceso correspondientes, de forma individual o agregada.
Esto no significa que todos los BESS puedan acceder automáticamente a estos ingresos.
Cada servicio tiene exigencias técnicas, operativas y comerciales específicas.
Además, una misma capacidad de almacenamiento no puede comprometerse simultáneamente para servicios incompatibles.
Aquí aparece un elemento decisivo para la siguiente generación de proyectos: la gestión energética inteligente.
El valor de una batería dependerá cada vez más de su capacidad para decidir cuándo almacenar, cuándo descargar y qué servicios prestar, sin comprometer sus obligaciones operativas.
De los BESS industriales a los grandes proyectos de almacenamiento
La transformación del mercado eléctrico abre oportunidades a diferentes escalas.
En instalaciones comerciales e industriales, soluciones como AELIO y TRENE pueden ayudar a optimizar el autoconsumo y los costes de electricidad.
En proyectos de mayor dimensión, SolaX Power dispone de la plataforma ORI, con configuraciones de almacenamiento utility-scale desde aproximadamente 2,5 MW y 5 MWh.
Estas soluciones permiten abordar aplicaciones de desplazamiento energético y estudiar la participación en mercados de flexibilidad y capacidad, según las condiciones del proyecto.
La distinción entre escalas es importante.
Una batería industrial instalada detrás del contador responde principalmente a la economía particular de su consumidor.
Un BESS conectado a red puede operar con una lógica comercial distinta, orientada a los precios mayoristas y a los servicios del sistema.
Y en infraestructuras críticas, como los centros de datos, el almacenamiento puede adquirir una tercera función: gestionar la demanda eléctrica y contribuir a la resiliencia de la instalación.
En este último caso, la optimización económica siempre debe respetar las reservas de energía y potencia necesarias para garantizar la continuidad de servicio.
No toda la capacidad instalada estará disponible para su comercialización.
El verdadero desafío: optimizar el valor de cada MWh
El estudio de UNEF demuestra que la fotovoltaica ya está generando un beneficio económico importante para el mercado eléctrico español.
Pero no cuantifica cuánto valor adicional podría aportar el almacenamiento.
Esa es precisamente la siguiente pregunta que debería plantearse el sector.
¿Cuánto podrían reducirse las compras de electricidad en horas punta mediante baterías?
¿Qué parte de los excedentes solares podría aprovecharse mejor?
¿Qué ahorro neto produciría una gestión coordinada de generación, almacenamiento y demanda?
¿Y qué remuneración adicional podría obtenerse prestando servicios de flexibilidad al sistema?
Responder a estas preguntas requiere simulaciones horarias, perfiles reales de consumo, costes de inversión y operación, modelos de degradación y escenarios regulatorios verificables.
También exige superar una visión del almacenamiento como un simple equipo destinado a guardar electricidad.
Los BESS deben integrarse en sistemas de gestión energética capaces de coordinar recursos, anticipar precios y restricciones y optimizar decisiones en tiempo real.
Conclusión: España ya ha demostrado el valor de la fotovoltaica. Ahora debe aprovechar todo su potencial.
Los 17.021 millones de euros estimados por UNEF son una señal contundente del impacto económico que puede tener la generación renovable.
Pero también invitan a reflexionar sobre la siguiente etapa.
Durante años, el objetivo prioritario ha sido incrementar la potencia renovable instalada.
Ese esfuerzo debe continuar, acompañado de las redes y los recursos necesarios para integrarla.
Sin embargo, el crecimiento de la fotovoltaica está cambiando la naturaleza del desafío.
Ya no basta con disponer de electricidad barata durante unas horas. Es necesario transformarla en una ventaja competitiva que pueda aprovecharse a lo largo del día.
La fotovoltaica ha demostrado que España puede producir electricidad más barata. El almacenamiento ofrece la oportunidad de utilizarla cuando resulta más valiosa.
Para empresas como SolaX Power, el reto consiste en convertir esta oportunidad en soluciones técnicamente fiables y económicamente rentables, desde el autoconsumo industrial hasta los grandes sistemas de almacenamiento.
La próxima etapa de la transición energética española no debería medirse únicamente en nuevos GW de generación renovable.
También debería medirse en cuántos MWh somos capaces de aprovechar mejor gracias a la flexibilidad y al almacenamiento.
Referencias
Red Eléctrica. Información sobre participación en servicios de balance.
SolaX Power. Documentación técnica ESS-AELIO, ESS-TRENE y ESS-ORI.
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