La capacidad solar instalada se multiplicará por seis entre 2019 y 2027, mientras que la demanda eléctrica apenas muestra crecimiento, lo que está provocando una presión sostenida a la baja sobre los precios capturados por esta tecnología.
E n este contexto, la agencia estima que los precios de captura de la solar se situarán en torno a los 25 euros por megavatio hora en 2027 y caerán hasta los 20 euros/MWh en 2028, niveles muy inferiores a los registrados en 2023 y, sobre todo, por debajo del umbral de rentabilidad de gran parte de los proyectos. Este deterioro de los ingresos se produce en paralelo a un aumento de los recortes de producción (curtailment), lo que añade un segundo factor de presión sobre los flujos de caja.
El impacto no será homogéneo. S&P señala que los proyectos con mayor exposición al mercado -los denominados merchant- son los más vulnerables. En estos casos, la ausencia de coberturas a largo plazo deja a los activos completamente expuestos a la volatilidad del pool eléctrico, en un contexto en el que los precios pueden incluso volverse negativos durante determinadas horas. Incluso los contratos de compraventa de energía (PPA), tradicionalmente considerados un escudo frente a la volatilidad, podrían no ser suficientes si no contemplan escenarios de precios cero o negativos. El informe apunta a que determinadas estructuras contractuales podrían verse tensionadas, especialmente si aumentan la frecuencia y duración de estos episodios.
El problema de fondo es que los precios actuales y previstos se sitúan por debajo del coste nivelado de la energía (LCOE), estimado entre 30 y 60 euros/MWh para los proyectos solares a gran escala en España. Esta brecha erosiona la capacidad de los activos para generar retornos adecuados y, en consecuencia, debilita su perfil crediticio.
De ahí que la agencia advierta que los proyectos renovables sin mecanismos de mitigación del riesgo de mercado difícilmente pueden sostener una calificación de grado de inversión, salvo que operen con estructuras financieras muy flexibles y bajos niveles de apalancamiento.
En contrapartida las grandes entidades como Iberdrola, Endesa, Naturgy o EDP cuentan con carteras diversificadas por tecnologías y geografías, así como con coberturas a largo plazo que limitan su exposición directa al precio spot. Además, han comenzado a moderar su inversión en nueva capacidad solar, priorizando otras tecnologías con mejores perspectivas de rentabilidad.
La rápida penetración de la solar no ha ido acompañada de un desarrollo equivalente del almacenamiento ni de un aumento suficiente de la demanda eléctrica. Entre 2019 y 2025, el consumo en la península incluso se redujo, en parte por la mejora de la eficiencia y el auge del autoconsumo. A futuro, la electrificación de la economía, el despliegue de centros de datos o el desarrollo del hidrógeno podrían absorber parte del exceso de generación.
