La expansión de la fotovoltaica en otras regiones frena la generación extremeña

Extremadura es uno de los principales referentes del sector fotovoltaico en España desde que estas plantas solares comenzaron un rápido proceso de crecimiento hace dos décadas. En este tiempo, tanto la potencia instalada como la generación con origen en territorio extremeño no han dejado de aumentar. Una tendencia que se ha interrumpido, al menos en lo que a producción respecta, en lo que va de 2026.

En los cinco primeros meses del año se ha registrado una circunstancia inédita hasta ahora: con algo más de potencia instalada que en 2025, la aportación de esta tecnología solar al sistema se ha reducido significativamente: un 13,5% entre enero y mayo, hasta los 3.782,35 gigavatios-hora (GWh). Es un volumen de electricidad algo menor incluso que en el mismo periodo de 2024, cuando había bastantes menos placas en funcionamiento en Extremadura.

Esta evolución es fruto de un escenario marcado por el aumento de los vertidos, que son la electricidad que se produce, pero que no se aprovecha porque no puede consumirse, almacenarse o transportarse en ese momento.

Pueden tener un origen tanto económico como técnico, según explica Héctor de Lama, director técnico de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), patronal del sector. Los primeros, vinculados al precio de la luz en los mercados mayoristas, han afectado por igual a todas las plantas, independientemente de su ubicación, y no han impedido que a escala nacional la generación fotovoltaica haya crecido cerca de un 16% hasta mayo. Son los de carácter técnico los que han tenido un impacto diferencial en la región y que De Lama resume con una imagen sencilla: «Es la electricidad que no cabe en la red», el ‘agua’ que ya no entraría «si el sistema eléctrico fuera una red de tuberías».

Esta situación se ha intensificado en Extremadura porque, por un lado, se ha instalado más potencia fotovoltaica y, por otro, han crecido las plantas situadas cerca de grandes puntos de demanda como Madrid o Sevilla.

Más próximas al consumo

El director técnico de UNEF aclara que la operación de la red tiende a priorizar las instalaciones más próximas al consumo. «Se busca mover la electricidad la mínima distancia», aduce. Esto provoca que la energía generada en Extremadura encuentre más dificultades para entrar en el sistema cuando la demanda de las grandes ciudades puede satisfacerse con plantas más cercanas. «Si en Castilla-La Mancha o en Castilla y León, en torno a Madrid, o en Andalucía, en torno a los grandes consumos, se instala nueva potencia, esto va a hacer que entre menos fotovoltaica en los nudos de Extremadura», apunta.

Esto es algo que se aprecia igualmente en las estadísticas de Red Eléctrica. Extremadura era en 2023 la comunidad autónoma con más potencia fotovoltaica instalada de España. Un año después, ya la superaba Andalucía y, al siguiente, pasaba a la tercera posición, también sobrepasada por Castilla-La Mancha.

Cuando se desploma el mercado

A esta circunstancia se suman los denominados vertidos económicos. De Lama explica que, antes de que Red Eléctrica revise las restricciones técnicas de la red, se produce la casación del mercado mayorista. En ese proceso, las plantas ofertan su energía y solo entran aquellas cuyo precio queda dentro del resultado de mercado. Cuando hay mucha generación renovable, el precio marginal suele situarse en torno a cero y algunas plantas quedan fuera.

Después es cuando llega la citada revisión técnica. Una vez determinadas qué plantas han entrado en el mercado, Red Eléctrica analiza si esa electricidad «cabe» en cada nudo, de forma que instalaciones que sí habían casado en el mercado son recortadas porque la red no puede absorber su producción en ese punto concreto. Por eso, en el caso extremeño el condicionante está en la elevada concentración de fotovoltaica y en la distancia respecto a los grandes centros de consumo. «Tienes muchas plantas muy cercanas unas de otras y no están cerca de los grandes núcleos de consumo», remacha.

Igual que en otras zonas donde la tecnología predominante es la eólica los vertidos se concentran en «en octubre y noviembre», cuando más viento hace, en Extremadura esto ocurre en los meses centrales del año. En mayo pasado, el descenso de producción respecto al de 2025 rozó el 20%.

Como derivada añadida, estas pérdidas también retraen la implantación de nuevos proyectos. La razón es clara: los vertidos «asustan a cualquier inversor», porque suponen energía que no se cobra.

Operación reforzada

De Lama descarta, en cambio, que la llamada operación reforzada de la red, adoptada tras el apagón, esté detrás de esta caída. «Red Eléctrica ha suavizado ligeramente esa situación, por lo que su efecto habría sido mayor el año anterior que en el actual», esgrime.

Un elemento que sí que influye en Extremadura, menciona, es la central nuclear de Almaraz, ya que su presencia tiene «un impacto importante» en la capacidad disponible para evacuar energía renovable.

La solución, el almacenamiento

En cualquier caso, la solución de fondo, según De Lama, pasa por el almacenamiento. En las zonas con mayor acumulación de energía solar, como Extremadura, Andalucía o Castilla-La Mancha, ya se están impulsando numerosos proyectos de hibridación con baterías en las plantas. «Esta electricidad que ahora estamos tirando, en un futuro podremos guardarla en baterías y sacarla por la noche», señala. Eso permitiría reducir vertidos, abaratar la electricidad nocturna y disminuir el uso de ciclos combinados.

El almacenamiento, sostiene, facilitará atacar los dos problemas a la vez. «Va a solucionar ambos tipos de vertidos», afirma. Si una planta queda fuera del mercado, podrá producir igualmente y guardar la energía para venderla más tarde. Y si la cuestión es técnica, la batería hará posible de la misma forma retener la energía que no puede evacuarse en ese momento.

Fuente: El Periódico de Extremadura