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.

Tras una congelación 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 central.

Puntos clave

• El modelo pay-as-produced sigue dominando en solar. Pero hay una clara tendencia hacia acuerdos baseload o de perfil fijo. Los compradores pagan más; los vendedores asumen el riesgo de forma.
• Los precios negativos ya son habituales. Los nuevos contratos incluyen suelos de 0 €/MWh y, a menudo, límites al número de horas negativas que cuentan para la liquidación.
• Los precios cayeron hasta los mínimos europeos. A mediados de 2025, los PPAs solares típicos rondaban los 34 €/MWh, con algunos acuerdos cerca de 30–32 €/MWh. Bueno para compradores, más difícil para financiar.

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

En un contrato pay-as-produced, el comprador adquiere la electricidad generada por el activo cada hora. Este ha sido el método más común de liquidación de la energía generada.

El riesgo de volumen es la incertidumbre de que la generación o el consumo real de energía difieran del perfil esperado, obligando a alguien a comprar o vender el déficit o el excedente en el mercado.

Si la producción cae (por nubes o averías), reciben menos MWh y deben comprar en el mercado; si la producción supera lo esperado, asumen el excedente del mercado mayorista. El riesgo de volumen recae en el comprador, por lo que el precio suele ser menor, ya que el vendedor no asume el 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, no requisitos para cumplir el contrato. El comprador paga una prima por firmeza y simplicidad operativa.

El modelo pay-as-produced sigue siendo el más común hasta la fecha, y probablemente continuará así. Desarrolladores e inversores buscan reducir riesgos al máximo, permitiendo a los compradores gestionar mejor su exposición.

Restricciones locales limitan 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 estimada" o compensación explícita por vertido, si el operador del sistema español (Red Eléctrica) limita la 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 mayoristas se vuelven negativos, la liquidación se suspende y los ingresos del activo del generador caen a cero en esas horas. El comprador deja de pagar durante los periodos negativos, por lo que el vendedor asume el riesgo mediante la pérdida de ingresos y la volatilidad del flujo de caja; a cambio, los precios pactados en estos PPAs antiguos solían ser más altos.

En los nuevos contratos, la liquidación continúa en horas negativas, pero el precio tiene un suelo en 0 €/MWh, por lo que los ingresos no se desploman. El impacto económico de esas horas negativas se mitiga incluyéndolas en un precio pactado (normalmente más bajo), lo que suaviza los ingresos del vendedor y da al comprador cierta exposición respecto a la no liquidación, con un reparto de riesgos más equilibrado.

En la práctica, vemos suelos de cero, límites de horas negativas por mes/trimestre y cláusulas de vertido más claras en los contratos. El enfoque está en la estabilidad del flujo de caja, más que en la caída de ingresos.

Backtest para 2024 y 2025

Los PPAs solares en España se situaban en torno a 30-35 €/MWh, pero las condiciones de mercado están empujando las ofertas incluso por debajo de 30 €/MWh.

La no liquidación a 0 €/MWh en horas negativas genera caídas visibles en primavera y mayor volatilidad en el flujo de caja. Bajo un suelo cero, el precio pactado apenas varía, por lo que los ingresos se mantienen estables a lo largo del año.

Podemos esperar una diferencia mínima de 3 €/MWh entre los dos tipos de contrato, considerando 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 elevar los precios alcanzables y mejora la bancabilidad:

• El almacenamiento da forma y valor. Las baterías permiten a los vendedores perfilar la entrega, limitar la exposición a precios negativos y captar picos vespertinos. Eso favorece PPAs de perfil fijo y precios pactados más altos.
• La diversificación importa. Poder combinar ingresos de PPAs con optimización mayorista, servicios auxiliares o mecanismos de capacidad reduce la exposición a caídas en los ingresos mayoristas.

Conclusión

El mercado de PPAs en España ha pasado de la "solar barata" a contratos inteligentes y equilibrados en riesgo. Los precios son más bajos, pero las estructuras son más adecuadas: suelos cero en lugar de cláusulas de no liquidación, términos de vertido más precisos y mayor perfil aportado por los vendedores gracias a almacenamiento y carteras.

La siguiente fase es la financiación. Los proyectos capaces de perfilar la producción (mediante baterías, híbridos o carteras diversificadas) mantendrán el acceso a deuda y mejores contrapartes. Los compradores, por su parte, obtienen un suministro más sencillo y fiable. En resumen: más resiliencia, menos volatilidad y un mercado preparado para una era donde los precios negativos son la norma, no la excepción.