Los mercados eléctricos europeos afrontaron en abril de 2026 uno de los episodios más severos de sobreoferta renovable registrados hasta la fecha, según recoge la consultora suiza Pexapark en su último análisis . La combinación de una elevada producción fotovoltaica, una demanda moderada típica de los meses “shoulder” y una capacidad de almacenamiento aún insuficiente provocó un fuerte deterioro de los capture factors solares y una expansión de los episodios de precios negativos en prácticamente todos los grandes mercados europeos.
Aunque las tensiones geopolíticas asociadas al conflicto entre Irán e Israel añadieron volatilidad a los mercados energéticos durante el periodo analizado, los datos muestran que el desplome de los ingresos solares responde principalmente a dinámicas estructurales de sobreoferta intradiaria y no a factores vinculados al gas o a las materias primas.
España: la canibalización solar deja de ser estacional
Según Pexapark, nuestro país confirma que la presión sobre los ingresos fotovoltaicos ya no se limita únicamente a primavera y verano. En abril de 2026 el capture factor solar descendió ligeramente, de 0,30 a 0,28 interanual, mientras que las horas con precios negativos aumentaron de 117 a 138. El 41,2% de toda la producción fotovoltaica se generó durante horas con precios negativos.
Sin embargo, el dato más significativo apareció en febrero de 2026. Durante ese mes, el capture factor se desplomó hasta aproximadamente 0,18 frente al 0,71 registrado en febrero de 2025, impulsado principalmente por una producción hidráulica excepcionalmente elevada que desplazó otras tecnologías del mercado. Las horas con precios negativos pasaron de cero a 148 en apenas un año.
Francia y Alemania: colapso de los capture factors y presión regulatoria
Francia registró uno de los deterioros más acusados. El capture factor solar cayó desde aproximadamente 0,42 en abril de 2025 hasta apenas 0,10 en abril de 2026, una reducción cercana al 75%. Paralelamente, las horas con precios negativos aumentaron de 90 a 139, mientras que el porcentaje de generación solar producida durante esas horas pasó del 29,2% al 45,1%.
La mejora de la disponibilidad nuclear francesa intensificó aún más la presión sobre el sistema. Este contexto está acelerando la reforma del esquema francés de contratos por diferencia (CfD), orientándolo hacia modelos que favorezcan explícitamente instalaciones híbridas con baterías.
Alemania mostró una tendencia similar, aunque más estructural. El capture factor solar descendió de 0,40 a 0,26 interanual, mientras las horas de precios negativos crecieron un 65%, pasando de 75 a 123. Además, aumentaron significativamente los eventos prolongados de precios negativos: en abril de 2026 se registraron ocho episodios superiores a seis horas consecutivas, frente a solo dos un año antes.
El sistema alemán sigue condicionado por el legado del régimen de la Lay alemana de energías renovables (EEG), que permite a parte de las instalaciones antiguas continuar recibiendo subsidios incluso durante varias horas consecutivas de precios negativos, reduciendo los incentivos a limitar generación durante episodios de saturación.
Italia y Polonia: señales de saturación regional
Italia presenta una situación singular debido a que su mercado diario no admite precios negativos. En su lugar, la sobreoferta se traduce en una proliferación de horas a precio cero, especialmente en las regiones del sur, como Sicilia y Calabria, donde la elevada penetración solar coincide con limitaciones de interconexión norte-sur.
Polonia, tradicionalmente dominada por generación térmica, comienza también a mostrar síntomas de “canibalización” solar. El capture factor cayó un 25% interanual en abril, mientras aumentaban gradualmente los episodios de precios negativos. Aunque el fenómeno sigue siendo menos intenso que en Europa occidental, confirma que la saturación renovable empieza a extenderse también hacia mercados históricamente más dependientes del carbón.
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