Durante el primer trimestre de 2026, España registró 397 horas con precios negativos y curtailments de hasta el 37% en algunos nodos, mientras numerosos PPAs fotovoltaicos standalone se negocian ya en torno a los 27 o 30 euros por MWh. En ese escenario, Iberdrola y Statkraft advierten que la fotovoltaica española deberá buscar nuevas vías de rentabilidad en servicios de ajuste, almacenamiento y productos hibridados.
“Es cierto que el escenario que tenemos ahora mismo, de precios tan bajos, vemos que se repiten todos los días esos precios cero, incluso llegamos a alcanzar precios negativos algunos fines de semana”, señaló Alejandro Rey Feter, Operational Trading Supervisor de Iberdrola, durante la III Jornada de Almacenamiento Energético y su Cadena de Valor.
“Es una situación que no favorece a los proyectos, especialmente aquellos que no tienen un contrato de largo plazo, una estabilidad en los ingresos”, agregó.
La presión sobre la bancabilidad ya se observa en los pipelines. Según informó Energía Estratégica, varios activos podrían no llegar a COD bajo las condiciones económicas con las que fueron diseñados, mientras desarrolladores e IPPs aceleran refinanciaciones, coberturas de largo plazo e hibridaciones con baterías para reducir exposición merchant.
“En los departamentos de operaciones, nuestro trabajo también reside en identificar cuáles son los servicios que el sistema valora más ahora mismo, que no tienen por qué ser necesariamente la entrega de energía activa, lo que estábamos acostumbrados hasta ahora”, sostuvo Rey Feter.
En ese esquema, la ventaja estará en anticiparse: las plantas que antes se habiliten para prestar servicios de ajuste podrán capturar mejores márgenes durante los primeros tramos de desarrollo del mercado.
Servicios de ajuste y almacenamiento: la nueva rentabilidad solar
La caída de los precios capturados, la sobreoferta en horas centrales y el aumento de vertimientos cambia el debate, que ya no pasa solo por instalar megavatios, sino por capturar valor cuando el sistema lo requiere.
El almacenamiento aparece en esa ecuación como una herramienta para desplazar producción, reducir exposición a precios deprimidos y abrir participación en mercados complementarios.
“Creo que en temas de storage no tenemos ahora mismo una solución que sea la ganadora en todos los aspectos. Debemos dividir, por un lado, ese almacenamiento de largo plazo y el de corto. En cuanto al de largo plazo, desde Iberdrola también defendemos firmemente que la solución definitiva es el bombeo”, indicó Rey Feter..
“Cogiendo el ejemplo que decían antes de La Muela, aquí cerquita, hablamos de una potencia de turbina-bomba de unos 100 MW y una capacidad de almacenamiento en depósito superior de casi 25 GWh, lo cual está todavía muy alejado de cualquier otra solución BESS que podamos poner sobre la mesa”, precisó Rey Feter.
La principal barrera del bombeo está en el CAPEX inicial y en los tiempos de construcción o reconversión, que suelen extenderse más que en otras tecnologías. Esa brecha abre espacio para las baterías, que ofrecen despliegues más rápidos, menor inversión de entrada y capacidad de respuesta inmediata en un sistema con alta penetración de generación variable.
El mercado ya empieza a moverse en esa dirección. Los PPAs híbridos pueden situarse por encima de los 40 euros por MWh, frente a los 27 o 30 euros por MWh de muchos contratos solares standalone. También ganan terreno los tollings de largo plazo para proyectos BESS, con estructuras que aportan previsibilidad a financiadores e inversores.
“La solución debe ser algo complementario. Y no debemos perder el foco del bombeo, que ahora estamos todos con las baterías, pero realmente, como solución estructural, el bombeo es muy importante”, concluyó el ejecutivo de Iberdrola.
PPAs bajos y nuevos contratos: Statkraft marca el punto de la presión financiera
“El reto más principal de la fotovoltaica en este momento es pasar de volumen a valor. Vamos a seguir instalando fotovoltaica, pero lo más importante es que sea de manera integrada en el sistema y en el mercado”, sostuvo Guillermo Roth, subdirector de Statkraft España.
La visión de Statkraft suma una capa contractual y financiera al diagnóstico operativo de Iberdrola. Con PPAs bajos, precios capturados en mínimos y más presión sobre ingresos, los proyectos necesitan estructuras capaces de combinar tecnologías, mercados y perfiles de suministro.
“Hace unos pocos años, cualquier proyecto con un PPA se conseguía financiar porque los precios eran decentes, los precios entraban dentro de los ratios de rentabilidad y de las ambiciones que tenían los promotores. Pero es que ahora ese mercado no existe. El precio PPA que se está ofreciendo es muy bajo, porque tampoco hay demanda al otro lado de todo esto”.
En paralelo, numerosos financiadores se muestran reacios a respaldar proyectos sin coberturas. El mercado continúa priorizando estructuras de largo plazo, con exposición merchant acotada, pero los niveles actuales de precio ya no siempre permiten cerrar los números.
“Nos faltan piezas, por eso no es cuestión de encontrar un número mágico, sino de reinventar el servicio de suministro energético que se está dando”, planteó Roth.
La salida, según el ejecutivo, pasa por construir productos más sofisticados: baterías, eólica onsite u offsite, almacenamiento asociado en otra ubicación y contratos capaces de mejorar el perfil de ingresos frente a PPAs bajos y mayor exposición merchant.