La curva del pato ya no es una tendencia, es la realidad diaria del sistema
El 15 de junio, el mercado eléctrico español pasó de 0,30 €/MWh a 165,20 €/MWh en el mismo día. Con 40 GW de fotovoltaica instalada y sólo 2.800 MW de interconexión con Francia, el cuello de botella transpirenaico amplifica el efecto sobre los precios nacionales.
OMIE jun. 2026 · REE Informe del Sistema 2025 · IEA Spain Electricity Security
El 15 de junio de 2026 quedó registrado como el día de mayor spread del año en el mercado diario español: 164,36 €/MWh entre el precio mínimo y el máximo. No fue un día atípico. Fue el extremo de un mes en el que el spread medio fue 131,42 €/MWh y el 21,9% de todos los intervalos de 15 minutos cerraron en negativo o en cero.
40 GW solares y 2,8 GW de interconexión
España superó los 40 GW de fotovoltaica instalada en 2026, más del doble del objetivo del PNIEC para ese año. En las horas centrales, el parque solar inyecta más energía de la que el sistema puede absorber sin almacenamiento ni interconexión adicional. El resultado es idéntico cada día: precios colapsados entre las 10:00 y las 15:00, precios elevados desde las 18:00.
La capacidad de interconexión con Francia es de 2.800 MW, el 1,9% de la capacidad instalada española y muy por debajo del objetivo europeo del 15% para 2030. En 2025 esa línea estuvo congestionada el 70,4% de los días durante más de 12 horas, con una diferencia media de 20,3 €/MWh y picos de 35,8 €/MWh en la dirección Francia-España. El cable submarino del Golfo de Vizcaya, que llevará la capacidad a 5.000 MW, no estará operativo antes de 2027.
Los activos que capturan el spread
→BESS de 4 horas: carga entre 10:00 y 14:00 a 2–5 €/MWh y descarga entre 19:00 y 22:00 a 113–124 €/MWh. El spread medio de junio justifica la inversión en ciclos diarios.
→Hidráulica gestionable: bombeo en horas baratas, generación en horas caras. La profundidad del valle hace el ciclo estructuralmente más rentable que en años anteriores.
→Ciclos combinados de gas: con precios nulos o negativos durante 6 horas diarias, el coste de arranque se amortiza si el activo despacha en el pico de tarde. El gas ha recuperado protagonismo como respaldo en un sistema con 40 GW de solar.
La trayectoria apunta a más. El PNIEC prevé 76 GW de fotovoltaica en 2030. Con 60 GW, los excedentes diarios serán más profundos y más frecuentes si el almacenamiento y la interconexión no escalan al mismo ritmo.
Capa de datos Almena
Almena calcula el perfil horario del mercado diario y el spread diario a resolución de 15 minutos, con series históricas desde 2020. El dataset alimenta el sizing de BESS y el análisis de captura para plantas solares.
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