España atraviesa un punto de inflexión en su mercado energético donde el cierre de la ventana de PPAs solares coincide con un intento regulatorio por recomponer la competitividad industrial, donde la combinación de precios capturados en mínimos, sobreoferta de proyectos y cambios en la demanda está modificando las reglas de juego para los grandes consumidores.
“La ventana de PPAs solares stand-alone se ha cerrado”, afirmó el fundador y consultor de ASB Renewables Consulting, Álvaro de Simón, al describir un escenario en el que los acuerdos a largo plazo pierden viabilidad desde el lado vendedor.
De Simón señaó que los precios capturados de la solar se sitúan en marzo por debajo de los 15 €/MWh, mientras el mercado mayorista se mantiene por debajo de los 50 €/MWh, configurando un entorno donde fijar precios a largo plazo implica asumir riesgos crecientes.
“Cuando ven la exposición al mercado de precios solares, comprometerse con un PPA a 30 €/MWh no garantiza cubrir el riesgo de pool”, explicó el consultor, al detallar la pérdida de atractivo de estos contratos.
“La expectativa de precios capturados parece que va a bajar por debajo de los 30 €/MWh al menos en los próximos dos años”, agregó.
Esto deriva en una conclusión clara para el mercado: “La ventana está cerrada desde el punto de vista del vendedor. Es muy complicado ahora cerrar PPAs a precios razonables”, remarcó De Simón en diálogo con Energía Estratégica.
El fenómeno se da en un contexto de saturación de oferta, con más de 40 GW de proyectos compitiendo por una demanda estimada en 30 GW, lo que presiona aún más los precios y reduce las oportunidades de cierre.
Al mismo tiempo, la industria modifica su estrategia contractual ante la incertidumbre y reduce el horizonte de sus acuerdos.
“Cada vez menos empresas quieren comprometerse más allá de cinco años. Idealmente prefieren renegociar año a año», afirmó, consolidando un cambio hacia esquemas contractuales más dinámicos.
En paralelo, el mercado comienza a desplazarse hacia estructuras más complejas y gestionables, principalmente hacia proyectos híbridos entre solar y eólica o fotovoltaica + BESS; es decir que combinaciones que reduzcan la exposición al perfil solar puro.
“Los más electrointensivos como por ejemplo el sector aluminio, teniendo en cuenta que su commodity es volátil, con materias primas muy volátiles, muchas veces son los que tienen menos coberturas, curiosamente. Y el motivo por el que tienen menos coberturas es porque precisamente quieren atarse menos», indicó el consultor.
«De alguna manera el que está más afectado es el que menos cobertura tiene, porque es el que quiere tener más libertad para negociar sus términos. Mayor volatilidad, mayor exposición a precios, menos cobertura”, añadió.
La energía representa entre el 30% y el 40% de los costes de estas compañías, lo que condiciona cualquier decisión de cobertura, según apunta De Simón.
En particular, los grandes consumidores han soportado peajes de entre 20 y 30 €/MWh en alta tensión, lo que limita el beneficio de los bajos precios del pool.
“El gran consumidor, pese al contexto de precios bajos, ha tenido una penalización importante”, remarcó, especialmente tras los incrementos aplicados desde abril del año pasado.
RDL 7/2026: alivio regulatorio y nuevo alcance del autoconsumo
El Real Decreto-ley 7/2026, ya convalidado, introduce algunas medidas orientadas a aliviar estos desajustes y acelerar la electrificación. Entre ellas, destaca la reducción del 80% de los peajes eléctricos para la industria electrointensiva, una demanda histórica del sector.
Esta medida actúa directamente sobre uno de los principales sobrecostes que enfrentaban los grandes consumidores, corrigiendo parcialmente la brecha entre precios mayoristas y factura final.
“Más que ser una palanca de cambio, elimina una gran traba que dificultaba la competitividad”, explicó De Simón, al describir el impacto de la medida.
Este alivio se complementa con otras herramientas como la aceleración de los Certificados de Ahorro Energético y medidas para impulsar la electrificación industrial, configurando un marco más favorable para los grandes consumidores.
Uno de los cambios estructurales más relevantes es la ampliación del autoconsumo. El decreto extiende el radio hasta 5 kilómetros, habilitando nuevas configuraciones energéticas para la industria.
“Esto permitirá que polígonos industriales, centros logísticos o agroindustria puedan conectarse a instalaciones que antes no tenían acceso”, afirmó.
A nivel de red, el decreto también introduce mayor transparencia y mecanismos que penalizan la especulación en puntos de acceso, favoreciendo proyectos más avanzados.
“Muchos industriales tienen contratos con cláusulas que ya no se ajustan a su perfil operativo. La oportunidad no está solo en firmar nuevos contratos, sino en revisar los que ya están firmados”, advirtió De Simón, identificando un espacio crítico de optimización.
Aun así, la adopción de nuevas herramientas no es inmediata. Según el especialista, el sector industrial todavía mantiene una distancia respecto a los mercados de flexibilidad y los servicios de ajuste, que no terminan de integrarse en su operativa habitual. Esta situación refleja una brecha entre el desarrollo tecnológico disponible y su aplicación concreta en el ámbito productivo, donde aún falta mayor claridad en los modelos de negocio y en el valor que estas soluciones pueden aportar.
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