Un parque fotovoltaico junto a otro eólico.
Quién se salva de la ruina por los precios solares negativos: de la fotovoltaica con primas a los 6 GW que se conectan en 2026
Los desarrolladores de renovables deben aguantar otros dos años más de 'vacas flacas' hasta que suba la demanda por los centros de datos.
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Aunque las alarmas en la fotovoltaica llevan encendidas desde hace casi dos años por los precios negativos en las horas centrales del día, el efecto en las cuentas de resultados de las compañías del sector va por barrios.
Porque en este supuesto tablero de pérdidas millonarias no todos los actores sufren por igual. Existe una profunda brecha entre quienes están blindados por el pasado, quienes firmaron acuerdos de venta a un comprador industrial o quienes han preferido asumir el riesgo de ofertar su producción eléctrica en el mercado diario.
Y junto a todos ellos, los que están más en la cuerda floja son los de la enorme ola de potencia solar que se incorporó al sistema en 2025, 11 GW (gigavatios), y la que se espera en todo 2026, otros 6 GW más.
"No se puede hablar de que todo el sector está sufriendo por la baja rentabilidad de los parques fotovoltaicos", señalan a EL ESPAÑOL-Invertia fuentes del sector solar, aunque reconocen que ha habido un boom desde 2019.
"Hay que mirar cuándo construyeron, qué tipo de empresa es, si cuentan con primas, con acuerdos PPA (Power Purchase Agreement o acuerdo de compraventa de energía a largo plazo) o su modelo de negocio es venderlo todo 'a merchant'", aseguran.
El escudo del pasado
Los grandes supervivientes de esta tormenta de precios son los propietarios de las plantas fotovoltaicas más antiguas, acogidas al antiguo régimen de primas (hoy englobadas bajo el sistema RECORE o Régimen Retributivo Específico).
Estas instalaciones, construidas en las primeras olas de inversión renovable en España, no dependen de lo que marque el "pool" eléctrico a las dos de la tarde.
El Estado les garantiza una rentabilidad razonable preestablecida a largo plazo. Aunque el precio mayorista baje a niveles negativos, el esquema de incentivos compensa esa brecha, protegiendo sus balances financieros. Para ellos, el sol de mediodía sigue brillando en euros, y se salvan de las pérdidas.
En 2025, el Gobierno aprobó cambios estructurales (Real Decreto 917/2025) y si antes era un esquema ligado a la inversión y a la producción eléctrica con horas equivalentes de funcionamiento, ahora no se penaliza si se vende a precios cero o negativos o se tiene que verter por exceso en el mercado.
El drama del project finance
En el extremo opuesto se encuentran los parques solares de tamaño medio construidos en los últimos cinco años, financiados mediante una estructura conocida como project finance, en la que la deuda se devuelve con los ingresos del propio proyecto, no con el balance general del promotor.
Muchos de estos proyectos se diseñaron asumiendo que el precio del megavatio hora (MWh) capturado por la tecnología solar se mantendría en rangos estables. Al hundirse el factor de captura solar en los meses de primavera, estas plantas no generan la caja suficiente para cubrir las cuotas de sus préstamos bancarios.
El sector ya asiste a una intensa oleada de refinanciaciones obligadas y a la reconversión de contratos a la fuerza.
"Estos son los que más están sufriendo, y solo sobrevivirán los que hayan hecho mucha caja en los años previos, por ejemplo, durante la crisis energética por la invasión rusa en Ucrania".
"Entre 2021 y 2022 el precio del MWh en el mercado diario llegó a fluctuar durante meses entre 100 y más de 300 euros, así que quienes hicieron bien las cosas, consiguieron una buena hucha para aguantar estos años más ajustados".
La recuperación económica de 2021 disparó la demanda de gas justo cuando Europa tenía menos holgura en el aprovisionamiento y las reservas iban ajustadas.
Cuando se añadió la tensión geopolítica por la invasión rusa de Ucrania en 2022, el gas europeo se disparó aún más y aparecieron picos extremos en la electricidad, con máximos por encima de 300 euros/MWh e incluso 383,67 euros/MWh en diciembre de 2021.
La paradoja de 2026: 6 GW más
La gran incógnita del sector reside en la gigantesca cartera de proyectos que encaran su recta final. Se estima que cerca de 6 GW de nueva potencia fotovoltaica están en proceso de conectarse a la red a lo largo de este año para no perder sus codiciados permisos de acceso.
¿Están firmando su propia sentencia de ruina? No necesariamente.
"Es cierto que cuesta cada vez más cerrar precios de PPAs con industriales que saben que el precio del mercado eléctrico está por los suelos, al igual que pasó en 2025, y son estos parques los que más están sufriendo".
"Pero solo tienen que aguantar un par de años más de 'vacas flacas' hasta que aumente la demanda con la incorporación a la red eléctrica de más centros de datos, más industria electrificada, nuevos proyectos de hidrógeno verde, o de puntos de recarga del vehículo eléctrico, y también se generalice la hibridación con baterías", concluyen las mismas fuentes.
