España se ha ganado el título de país del sol tras varios años batiendo sus marcas de instalación fotovoltaica. En cifras, esta fiebre se traduce en que hoy hay más de mil proyectos en la rampa de salida para arrancar la fase de construcción, después de haber culminado con éxito una odisea administrativa. Pero el negocio solar se ha cubierto de nubarrones y el mercado ya descuenta que muchos promotores no llegarán a la meta.
Actualmente, hay 1.790 proyectos fotovoltaicos en ready to build, como se conoce en la jerga del sector a la fase que comienza con la autorización administrativa de construcción (AAC), el permiso que da luz verde al comienzo de las obras. El número es de Alter 5, plataforma digital que facilita a los promotores renovables nuevas fuentes de financiación y acceso a mercados de capitales.
El Gobierno y las autonomías dieron paso en 2024 a la construcción de 22.326 megavatios (MW) fotovoltaicos, solo una pequeña parte de los 115.000 MW que, en total, quieren enchufarse a la red nacional, bien con permisos de acceso y conexión ya concedidos, bien con solicitudes en curso. Para entender la magnitud del tsunami solar, el año pasado el parque fotovoltaico nacional alcanzó los 32.350 MW. Es decir, están pidiendo pista más del triple de megavatios de los que España ha conectado a lo largo de su historia.
«La realidad es que muchos de estos proyectos nunca llegarán a construirse», asevera Salvador Carrillo, socio cofundador de Alter 5, quien afirma que el sector vive una «tormenta perfecta». «El mercado fotovoltaico está sufriendo y va a sufrir. Vamos a empezar a ver que se caen proyectos... y se va a caer mucho», pronostica.
La aceleración en la concesión de permisos el año pasado ha sido determinante, según el experto. Al disparar en poco tiempo la oferta potencial, ha presionado a la baja los precios. Simultáneamente, se ha producido un desequilibrio entre generación y demanda, lo que ha derivado en precios muy bajos en las horas centrales del día. Ello se ha reflejado en los contratos de compraventa de energía (PPA) a largo plazo. «Si los fotovoltaicos a 10 años se negociaban en España en 2023 por encima de los 40 euros/MWh, en 2025 parece que los precios están por debajo de 30 euros, esto hace que sea inviable una mínima rentabilidad».
Así lo refleja también la Agencia Internacional de la Energía (IEA), que evidencia que desde 2023 ha estallado en España un fenómeno que hasta entonces nos era desconocido: horas con precios negativos en el mercado eléctrico. En su World Energy Investment de 2024, la IEA concluyó que el acelerón fotovoltaico español, había desplomado los precios a mínimos históricos en períodos de alta producción solar. Esto, alertaba, «genera algunos beneficios para el consumidor, pero también una señal de advertencia para ciertos flujos de ingresos de los inversores y las perspectivas de futuras inversiones». La profecía de la Agencia se ha cumplido.
«Se nos han caído dos parques de 50 MW cada uno, vamos a perder 20 millones de euros», lamentan desde un gigante renovable internacional con multitud de proyectos en España. Para llegar a tiempo al último hito que fija la ley nacional, el de entrada en operación, o lo que es lo mismo, empezar a verter energía al sistema; «teníamos que haber empezado a construir en el primer trimestre». Su caso es uno de muchos, fruto de un cóctel de precios hundidos, un calendario regulatorio más que ajustado y un aumento de la litigiosidad que, en forma de alegaciones y recursos judiciales liderados por grupos activistas, comprime aún más el cronómetro.
Contar con un PPA, es decir, con un cliente que se haya comprometido de antemano a comprar la energía del parque, es condición indispensable para obtener un crédito. «La caída de precios ha reducido la rentabilidad y, consecuentemente, la financiación disponible. Donde en 2021 se apalancaba (cubrir con deuda) hasta 550.000 euros por MW para construcción solar, ahora la banca española de media no otorga más de 300.000 euros», analiza Carrillo, quien enfatiza que la exigencia de un PPA es ahora una barrera adicional, pues los precios a los que se están firmando «comprometen la rentabilidad del proyecto». Esto nos lleva de vuelta a nuestro inversor internacional.
En su caso, el cliente que se había comprometido a adquirir la electricidad de los dos parques ahora en riesgo renunció a uno de los PPA. «Con horas solares a precios cero o negativos, no van a pagar 35 o 40 euros por un PPA que, en teoría, tiene sentido porque cubre el riesgo de picos de precio. Ahora, el riesgo de la solar en España es cero y si el cliente no te cubre las horas negativas, no puedes generar ingresos para amortizar la deuda con la que has financiado el proyecto», exponen fuentes de la empresa.
Ante el temor a continuar, hace poco más de un año, vender un proyecto listo para construir era una opción, pero a día de hoy esa solución no está tan clara. El valor del megavatio solar en el mercado de capitales ya no es el que era.
«Los datos son contundentes, hemos pasado de precios en 2022 de unos 200.000 euros por MW en ready to build y de 1,2 millones por MW ya operativo, a valores de 80.000 y 750.000 euros, respectivamente», cifra Carrillo. En la misma dirección señala Ramón Vázquez del Rey, socio de Derecho Público de Fieldfisher, que apunta a un precio de 70.000 euros por MW solar en construcción. Para Vázquez, esto crea oportunidades para los inversores con músculo y visión a largo plazo: «Es un buen momento para comprar barato, va a haber un cambio de manos de proyectos brutal». «Si bien el mercado fotovoltaico español está experimentando un ajuste, las perspectivas a medio y largo plazo son positivas», corrobora Carrillo, y anticipa que esta coyuntura está provocando «una selección natural donde solo los proyectos más viables y mejor gestionados sobrevivirán». Los que superen el temporal «tendrán más valor».
Pero, para quienes ven peligrar sus inversiones, ese futuro parece aún lejano. «Dudamos de si nos dará tiempo a construir nuestro propio parque y a los posibles compradores es eso mismo lo que les echa para atrás», indica una fuente empresarial, que lamenta la incertidumbre regulatoria que implica que las autoridades nacionales no hayan aclarado si no llegar a tiempo al último hito supondrá al final la retirada sistemática del permiso de conexión, lo que implica perder todo lo invertido y los avales financieros que exige la tramitación, de unos 10.000 euros por megavatio.
La misma fuente indica que a España, paradójicamente, la está penalizando ser demasiado barata. Los PPA funcionan con pagos por diferencias, el cliente debe compensar al promotor la diferencia en las horas en que el mercado está por debajo del precio pactado. Al contrario, el promotor debe pagar al cliente cuando el mercado esté por encima.
«Con cada vez más horas a precios hundidos, al consumidor le acaba saliendo más rentable firmar el PPA solar en países como Alemania o Italia, donde aunque el contrato salga más caro, abonan menos por diferencias». Una opción especialmente atractiva para multinacionales con grandes consumos, como Google o Amazon, para las que es indiferente recortar emisiones en un país u otro, pues su huella ambiental se calcula globalmente.
«Los precios son cíclicos, pero hay también un problema regulatorio», indica Vázquez. Entre otros, los retrasos en los permisos, la falta del desarrollo normativo del almacenamiento, o el efecto de un despliegue renovable a tirones que está provocando diversos cuellos de botella, también en el mercado constructor, que ya se está viendo afectado por interrupciones en la cadena de suministro y una acuciante falta de mano de obra.