El mercado renovable español empieza a atravesar una de las mayores reconfiguraciones financieras desde el boom solar de los últimos años. Cada vez más proyectos corren el riesgo de no llegar a la fecha de operación comercial (COD) bajo las condiciones económicas con las que fueron diseñados. La combinación de precios negativos, ingresos capturados en mínimos históricos y curtailment está obligando a desarrolladores, IPPs e inversores a redibujar sus estrategias en busca de bancabilidad.
Durante el primer trimestre de 2026 se registraron 397 horas de precios negativos en el mercado eléctrico español, mientras que en algunos de los nodos más castigados los curtailments reales alcanzan entre 30% y 37%, según datos relevados por actores del mercado.
“El modelo financiero del solar puro tal y como lo veníamos haciendo está agotado. La hibridación con BESS y los nuevos instrumentos de cobertura, como tollings a 12 años o PPAs híbridos, son ya la vía realista para que los proyectos vuelvan a ser bancables”, advirtió Álvaro de Simón, Founder y Strategic Advisory & Transaction Support de ASB Renewables Consulting en diálogo con Energía Estratégica.
El impacto ya empieza a sentirse directamente sobre los pipelines en desarrollo. Según explicó el ejecutivo, una cantidad creciente de proyectos difícilmente alcanzará el COD (Fechas de Operación Comercial) bajo las condiciones originalmente previstas.
“Hay mucho proyecto que no va a llegar a COD con la expectativa que tenía”, afirmó De Simón. Y añadió que gran parte de esos activos hoy buscan dos caminos: refinanciaciones para reducir exposición merchant o procesos acelerados de hibridación con almacenamiento.
Cabe recordar que en los últimos tres meses el país tramitó más de 3700 MW solares según datos del BOE analizados por este medio. El movimiento del mercado está impulsado por un grupo claro de desarrolladores, donde destacan Iberdrola, Ignis, Statkraft, Cobra, Verbund, Jinko Solar, X-ELIO y Solaria, entre otros.
La situación actual comienza a modificar el comportamiento de bancos y financiadores.“Estamos viendo muchísimos financiadores muy reacios a financiar proyectos que no lleven aparejados una cobertura”, explicó el directivo y aseguró que las entidades financieras continúan priorizando estructuras tradicionales de largo plazo con una exposición merchant muy limitada.
En concreto, el consultor detalló que el mercado sigue mostrando preferencia por PPAs de alrededor de diez años y con exposición merchant acotada al 20% o 30% como máximo. Sin embargo, incluso esas coberturas empiezan a mostrar debilidades.
“El problema es que los precios de esas coberturas están a niveles tan bajos que no rentabiliza el proyecto”, sostuvo.
En ese contexto, la incorporación de baterías ya no aparece como un diferencial competitivo sino como una necesidad estructural para mantener viabilidad económica. “Nadie se plantea entrar sin baterías”, aseguró De Simón.
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PPAs híbridos y tolling: las estructuras que empiezan a destrabar financiación
Los PPAs híbridos y los acuerdos de tolling de largo plazo aparecen como alternativas para recuperar la bancabilidad en un entorno cada vez más complejo.
Según explicó el especialista, los financiadores continúan priorizando activos solares respaldados por coberturas tradicionales de larga duración. Sin embargo, en el segmento de almacenamiento empiezan a ganar aceptación modelos de tolling que permiten asegurar ingresos predecibles durante buena parte de la vida útil del activo.
“Los bancos están abiertos a financiación de perfil solar por un lado y financiación de perfil BESS bajo tolling”, detalló el ejecutivo.
La tendencia ya empieza a reflejarse en operaciones concretas. Uno de los casos más relevantes fue el acuerdo anunciado recientemente entre Nadara y Trafigura para una cartera híbrida de 434 MW en España, considerado uno de los mayores contratos de este tipo firmados hasta la fecha en Europa. La operación combina generación eólica, solar y almacenamiento bajo una estructura diseñada para aportar mayor estabilidad de ingresos frente a la volatilidad creciente del mercado eléctrico.
En paralelo, Grenergy también avanzó en acuerdos vinculados a proyectos híbridos, reforzando una tendencia que gana protagonismo entre los grandes desarrolladores europeos en momentos donde la exposición merchant comienza a perder atractivo para financiadores e inversores.
La diferencia económica respecto de los contratos solares tradicionales empieza a ser significativa. Mientras numerosos PPAs fotovoltaicos standalone se negocian actualmente en un rango cercano a los 27 o 30 euros por MWh, las estructuras híbridas logran capturar una prima adicional gracias a la flexibilidad operativa que aporta el almacenamiento.
“En los PPAs híbridos te vas a un precio por encima de los 40 euros el MWh”, afirmó De Simón.
No obstante, el mercado todavía se encuentra en una fase temprana de desarrollo. La escasez de antecedentes dificulta la construcción de referencias estandarizadas para financiadores y compradores de energía.
El almacenamiento tampoco está exento de riesgos. De Simón advirtió que buena parte de los proyectos que hoy buscan incorporar baterías podrían ingresar en operación al mismo tiempo entre el segundo y tercer trimestre de 2027, lo que podría generar un nuevo fenómeno de saturación en el mercado.
“Si todas las baterías entran en operación al mismo tiempo, el gap de precios se reduciría bastante, con lo cual pierde un poco el incentivo la propia batería”, concluyó.