La evolución de los precios de los mercados eléctricos y de los ingresos capturados por la fotovoltaica plantea nuevos retos para la financiación de proyectos renovables. Adaptar la deuda, revisar los PPA y evaluar la hibridación con baterías puede mejorar la rentabilidad y la bancabilidad de las plantas existentes. Las previsiones de largo plazo y los escenarios probabilísticos son la base para tomar estas decisiones
El precio medio del mercado ya no es suficiente para valorar una planta fotovoltaica
El crecimiento de la generación solar fotovoltaica está transformando el perfil horario de los precios del mercado eléctrico español. La concentración de la producción durante las horas solares aumenta la presión a la baja sobre los precios en esos períodos, mientras que otras horas del día registran precios muy superiores.
Los datos del mercado diario español muestran esta diferencia. Entre enero y septiembre de 2026, el precio medio fue de 74,10 €/MWh, frente a los 63,39 €/MWh del mismo período de 2025. Sin embargo, el precio medio de la franja comprendida entre las 10:00 y las 18:00 descendió de 30,92 €/MWh a 23,87 €/MWh. Esta comparación de franjas horarias no representa el precio capturado real de una instalación, que depende de su producción horaria, pero ilustra la importancia del perfil de generación.
En los nueve primeros meses de 2026 también se registraron 747 horas con precios negativos, frente a las 535 del mismo período de 2025. Estos datos reflejan un mercado en el que la distribución horaria de los precios tiene una influencia creciente sobre los ingresos de los activos renovables.
Por tanto, para valorar una instalación fotovoltaica no basta con conocer la evolución esperada del precio medio del mercado. Es necesario analizar los precios capturados, la producción horaria, las posibles limitaciones por vertidos y la exposición del proyecto a los distintos escenarios de mercado.
Rentabilidad y estructura financiera: dos aspectos que deben analizarse conjuntamente
La evolución de los ingresos de algunas plantas fotovoltaicas puede hacer necesario revisar sus estructuras financieras. Sin embargo, una reducción de los ingresos respecto a las expectativas iniciales no significa necesariamente que el proyecto haya dejado de ser viable.
Es importante distinguir entre la capacidad de una instalación para generar caja suficiente y el cumplimiento de los indicadores financieros establecidos en sus contratos de financiación.
El ratio de cobertura del servicio de la deuda, conocido como DSCR, relaciona el flujo de caja disponible con las obligaciones de pago de principal e intereses. Un proyecto puede mantener capacidad para atender sus pagos y, al mismo tiempo, situarse por debajo de los niveles de cobertura exigidos contractualmente, dependiendo de las condiciones de su financiación.
Esta distinción es relevante porque las soluciones pueden ser diferentes. En determinados casos, la revisión del calendario de amortización, los plazos de financiación o las condiciones de cobertura puede contribuir a adaptar la estructura financiera a la evolución esperada de los ingresos.
El objetivo es un equilibrio entre la rentabilidad del activo, la capacidad de repago y el riesgo asumido por las entidades financieras.
Previsiones probabilísticas para dimensionar la deuda
En un mercado con una creciente variabilidad de precios, una única curva de previsión no resulta suficiente para evaluar todos los riesgos de una inversión a largo plazo.
Las decisiones de financiación requieren analizar diferentes escenarios de ingresos, desde una previsión central hasta situaciones más conservadoras, con probabilidades asociadas. Este enfoque permite evaluar cómo evolucionaría la capacidad de repago del proyecto ante distintas condiciones de mercado y determinar una estructura de deuda coherente con su perfil de riesgo.
Las métricas probabilísticas, como los escenarios P10, P50 y P90, permiten estudiar la distribución de los posibles resultados, siempre que se especifique si los percentiles expresan probabilidades de excedencia. Para la financiación, interesa especialmente conocer qué ocurre con los ingresos y los ratios financieros en los escenarios menos favorables.
En este contexto, los AleaLow, desarrollados por AleaSoft Energy Forecasting, estiman un precio para el cual existe una probabilidad específica de que el precio medio del mercado lo supere durante un conjunto de años. Se calculan directamente a partir de simulaciones de precios para varios períodos de años. Las probabilidades más demandadas son el 75%, el 85% y el 90%, aunque pueden calcularse para otras. De forma análoga, los AleaLow PV representan el escenario más bajista de los precios capturados por la fotovoltaica para un conjunto de años con una probabilidad asociada.
Estas métricas proporcionan una referencia probabilística para el análisis de riesgos y el dimensionamiento de la deuda, evitando depender exclusivamente de un escenario central o de hipótesis conservadoras arbitrarias. Su aplicación debe complementarse con la simulación de la producción y los flujos de caja del proyecto durante el período de financiación.
Refinanciación, PPA y adaptación de los activos
La revisión de la financiación no debe limitarse a las condiciones de la deuda. Los contratos de compraventa de energía, las estrategias de comercialización y las características técnicas del activo también influyen en su rentabilidad futura.
Los PPA pueden aportar estabilidad y visibilidad de ingresos, aunque su contribución depende de aspectos como el precio acordado, el volumen contratado, el perfil de entrega, la duración y las obligaciones asumidas por las partes.
En función de las circunstancias de cada proyecto, puede resultar conveniente estudiar nuevas estructuras contractuales, revisar las coberturas de mercado o renegociar determinados términos de la refinanciación.
Estas alternativas requieren previsiones de largo plazo que permitan comparar su impacto económico y evaluar la evolución de los ingresos y los riesgos durante toda la vida del activo.
La hibridación con baterías como alternativa para mejorar la rentabilidad
La incorporación de sistemas de almacenamiento BESS constituye otra posibilidad para adaptar las plantas fotovoltaicas a las nuevas condiciones del mercado.
Las baterías permiten almacenar parte de la energía y desplazar su venta hacia horas de mayor valor, además de abrir oportunidades de participación en otros mercados y servicios de ajuste, cuando las condiciones técnicas y regulatorias lo permiten.
Sin embargo, la rentabilidad de una planta híbrida no se calcula simplemente sumando los ingresos de una batería a los de la instalación fotovoltaica. Ambas tecnologías deben analizarse conjuntamente, optimizando la operación según los precios previstos, las restricciones técnicas, la eficiencia, la degradación y las condiciones de acceso a la red.
La hibridación puede modificar tanto el nivel como la distribución de los ingresos futuros y, en determinadas configuraciones, reducir la exposición a las horas de menores precios. No obstante, incorporar almacenamiento supone una inversión adicional, cuya financiación debe justificarse mediante escenarios de ingresos realistas y una evaluación de los riesgos a largo plazo.
Por ello, la decisión de hibridar debe responder a un análisis de rentabilidad y bancabilidad específico para cada instalación.
Un futuro sólido para la fotovoltaica con estructuras financieras adaptadas
La fotovoltaica seguirá siendo uno de los principales motores de la transición energética hacia un sistema eléctrico con mayor presencia renovable. El reto consiste en adaptar los proyectos, sus estrategias de comercialización y sus estructuras financieras a la evolución de los mercados.
El futuro de la fotovoltaica es prometedor. La combinación de una mayor flexibilidad operativa, estructuras de financiación adaptadas y previsiones científicas coherentes permitirá reforzar la rentabilidad de los proyectos y facilitar su financiación a largo plazo.
Previsiones, análisis y asesoramiento para la financiación fotovoltaica: el papel de AleaSoft
AleaGreen, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de largo plazo, proporciona curvas de precios de mercados eléctricos con granularidad horaria y horizontes de hasta 40 años. Estas previsiones permiten estimar los precios capturados de la fotovoltaica y sirven de base para la valoración de PPA y la financiación de proyectos renovables.
AleaStorage, la división especializada en almacenamiento de energía, analiza proyectos de hibridación con fotovoltaica y eólica para maximizar ingresos y reducir riesgos, estima los ingresos de las baterías en los mercados de energía y servicios de ajuste y modeliza escenarios de precios y volatilidad a largo plazo.
Por su parte, AleaConsulting elabora informes de mercados, regulatorios y periciales, y realiza auditorías de previsión de mercados para procesos de valoración, due diligence y M&A, mientras que AleaHub facilita la compraventa de PPA, activos y proyectos renovables y el acceso a financiación.
