España fue uno de los principales mercados de PPAs solares de Europa en 2024, pero los contratos se pusieron a prueba cuando el mercado mayorista registró precios negativos por primera vez. En la primavera de 2025, hubo 404 horas con precios negativos en el mercado mayorista, un 72% más que en Alemania.

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Tras un parón inicial, el mercado de PPAs ha evolucionado: los acuerdos son más pequeños, los contratos más complejos y la hibridación con almacenamiento ha pasado a ser protagonista.

Puntos clave

• El modelo pay-as-produced sigue predominando en solar. Pero hay una clara tendencia hacia acuerdos de base o de perfil fijo. Los compradores pagan más; los vendedores asumen el riesgo de forma.
• Los precios negativos son ahora frecuentes. Los nuevos contratos incluyen suelos de 0 €/MWh y, a menudo, límites al número de horas negativas que se tienen en cuenta en la liquidación.
• Los PPAs solares en España rondaban los 30-35 €/MWh, pero las condiciones del mercado están empujando las ofertas a la baja, incluso por debajo de 30 €/MWh.

¿Podría cambiar el modelo "pay-as-produced"?

En un contrato pay-as-produced, el offtaker compra la electricidad generada por el activo cada hora. Este ha sido el método más común para liquidar la energía generada.

El riesgo de volumen es la incertidumbre de que la generación o el consumo real de energía difiera del perfil esperado, lo que exige comprar o vender el déficit o el excedente en el mercado.

Si la producción baja (por nubes o averías), reciben menos MWh y deben reponer en el mercado; si la producción supera lo esperado, se quedan con el excedente del mercado mayorista. El riesgo de volumen recae en el comprador, por lo que el precio suele ser más bajo, ya que el vendedor no asume ese riesgo de entrega.

Con un perfil fijo, el vendedor se compromete a un perfil horario preestablecido para la liquidación financiera. Cualquier déficit o excedente se liquida automáticamente; el almacenamiento, la cobertura de cartera o las operaciones son herramientas para gestionar esa exposición, pero no requisitos contractuales. El comprador paga una prima por la firmeza y la simplicidad operativa.

El modelo pay-as-produced sigue siendo el más común hasta la fecha, y es una tendencia que probablemente continúe. Los desarrolladores e inversores buscan reducir el riesgo de sus inversiones al máximo, permitiendo a los compradores gestionar mejor su propio riesgo.

Limitaciones locales reducen los ingresos

En un PPA estándar pay-as-produced, el comprador solo paga por los MWh medidos y entregados. A menos que el PPA incluya una cláusula de "energía considerada" o compensación explícita por vertidos, si el operador del sistema (Red Eléctrica) limita una planta, no hay remuneración por la energía perdida. Sin estas cláusulas, el riesgo de vertido recae en el generador, lo que reduce y desestabiliza los ingresos.

Precios negativos: nuevas reglas contractuales

En los contratos antiguos, si los precios del mercado mayorista son negativos, la liquidación se suspende y los ingresos del activo del generador caen a cero en esas horas. El comprador deja de pagar durante esos periodos negativos, por lo que el vendedor asume el riesgo vía pérdida de ingresos y mayor volatilidad de caja; a cambio, los precios de ejercicio en estos PPAs antiguos solían ser más altos.

En los contratos más recientes, la liquidación continúa en horas negativas, pero el precio tiene un suelo de 0 €/MWh, por lo que los ingresos no caen en picado. El impacto económico de esas horas negativas se mitiga integrándolas en un precio de ejercicio (habitualmente más bajo), lo que suaviza los ingresos del vendedor y da al comprador cierta exposición frente a la no liquidación, con un reparto más equilibrado del riesgo.

En la práctica, vemos suelos de cero, límites a las horas negativas por mes o trimestre y cláusulas de vertido más claras en los contratos. El objetivo es la estabilidad del flujo de caja más que evitar caídas de ingresos.

Backtest para 2024 y 2025

Los PPAs solares en España rondaban los 30-35 €/MWh, pero las condiciones del mercado están empujando las ofertas a la baja, incluso por debajo de 30 €/MWh.

La no liquidación a 0 €/MWh en horas negativas provoca caídas visibles en primavera y mayor volatilidad de caja. Con un suelo cero, el precio de ejercicio apenas varía, por lo que los ingresos se mantienen casi lineales a lo largo del año.

Se puede esperar una diferencia mínima de 3 €/MWh entre los dos tipos de contrato, por el riesgo de precios negativos.

¿Puede el almacenamiento cambiar el panorama de los PPAs?

Incluso con contratos más inteligentes, es un mercado de compradores. Hay mucha producción solar diurna concentrada en las mismas horas. Añadir almacenamiento o generación híbrida ayuda a aumentar los precios alcanzables y mejora la bancabilidad:

• El almacenamiento aporta forma y valor. Las baterías permiten a los vendedores perfilar la entrega, limitar la exposición a precios negativos y capturar los picos vespertinos. Eso apoya PPAs de perfil fijo y precios de ejercicio más altos.
• Diversificar es clave. Poder combinar ingresos de PPAs con optimización en mercado mayorista, servicios de ajuste o mecanismos de capacidad reduce la exposición a caídas en los ingresos mayoristas.

Conclusión

El mercado de PPAs en España ha pasado de ser "solar barata" a contratos inteligentes y con reparto de riesgos. Los precios son más bajos, pero las estructuras más adecuadas: suelos cero en vez de cláusulas de no liquidación, términos de vertido más precisos y más perfil aportado por los vendedores mediante almacenamiento y carteras.

La próxima fase será la financiación. Los proyectos capaces de perfilar la entrega (con baterías, híbridos o carteras diversificadas) mantendrán acceso a deuda y mejores contrapartes. Los compradores, por su parte, logran un suministro más sencillo y fiable. En resumen: más resiliencia, menos volatilidad y un mercado diseñado para una era en la que los precios negativos son la norma, no la excepción.