España fue uno de los principales mercados de PPAs solares en 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 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 primer plano.

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 PPAs solares en España se situaban entre 30-35 €/MWh, pero las condiciones del mercado están empujando los precios incluso por debajo de los 30 €/MWh.

¿Podríamos ver un cambio respecto al "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 habitual 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 obliga a alguien a comprar o vender el déficit o el excedente en el mercado.

Si la producción baja (por nubes o averías), reciben menos MWh y deben compensar en el mercado; si la producción supera lo esperado, recogen 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 el riesgo de entrega.

Con un perfil fijo, el vendedor se compromete a un perfil horario predeterminado 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 la firmeza y la simplicidad operativa.

El pay-as-produced sigue siendo la forma más común hasta hoy, y es una tendencia que probablemente continuará. Los desarrolladores e inversores quieren minimizar riesgos en sus inversiones, permitiendo a los compradores gestionar mejor su exposición.

Las 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 estimada" o compensación explícita por vertidos, si el operador del sistema español (Red Eléctrica) limita una planta, no hay remuneración por la energía perdida. Sin estas cláusulas, el riesgo de vertido recae en el generador, reduciendo y desestabilizando sus 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, así que el vendedor asume el riesgo a través de menor ingreso y mayor volatilidad; a cambio, los strikes 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 se desploman. El impacto económico de esas horas negativas se mitiga al incluirlas en un strike (normalmente más bajo), lo que suaviza los ingresos del vendedor y da al comprador algo de exposición frente a la no-liquidación, con un reparto de riesgos más equilibrado.

Lo que vemos en la práctica incluye suelos en cero, límites a las horas negativas por mes o trimestre, y cláusulas de vertido y contratos más claros. El objetivo es la estabilidad de caja y no la caída de ingresos.

Backtest para 2024 y 2025

Los PPAs solares en España se situaban entre 30-35 €/MWh, pero las condiciones del mercado están empujando los precios incluso por debajo de los 30 €/MWh.

Sin liquidación, los ingresos caen a 0 €/MWh en horas negativas, lo que se traduce en bajadas visibles en primavera y mayor volatilidad de caja. Bajo un suelo cero, el strike apenas varía, así que los ingresos se mantienen cerca de una línea estable a lo largo del año.

Podemos esperar una diferencia mínima de precio 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, sigue siendo 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 aporta forma y valor. Las baterías permiten a los vendedores dar firmeza a los perfiles de entrega, limitar la exposición a precios negativos y capturar picos vespertinos. Eso respalda PPAs de perfil fijo y strikes más altos.
• La diversificación importa. La capacidad de combinar ingresos de PPAs con optimización mayorista, servicios auxiliares o mecanismos de capacidad reduce la exposición a caídas de los ingresos mayoristas.

Conclusión

El mercado de PPAs en España ha pasado de contratos de "solar barata" a acuerdos inteligentes y equilibrados en riesgo. Los precios son más bajos, pero las estructuras son más adecuadas: suelos cero en vez de cláusulas de no-liquidación, términos de vertido más precisos y más forma aportada por los vendedores a través de almacenamiento y carteras.

La siguiente fase será la financiación. Los proyectos capaces de dar forma a su producción (con baterías, híbridos o carteras diversificadas) seguirán accediendo a deuda y asegurando mejores contrapartes. Los compradores, por su parte, obtienen 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 noticia.