Insolvente la gestora de la mayor solar de Portugal. La canibalización que la hundió ya deja 700 M€ en quitas en España. Datos y claves.
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| La empresa británica Welink Energy Portugal 2 UK, propietaria de Solara4, la mayor central solar del país, se ha declarado en insolvencia, según un informe difundido este mes por la consultora BDO, citado por el semanario 'Expresso'. |
Alcalá de Henares, 24 de agosto de 2026
La empresa que gestiona la mayor planta solar de Portugal se ha declarado insolvente. El mecanismo que hundió sus ingresos —el desplome del precio en las horas de sol— es el mismo mercado ibérico en el que venden los parques de Guadalajara y del Corredor.
El factor de captura solar en España se hundió de 0,71 en febrero de 2025 a 0,18 un año después: las plantas ingresan menos de una quinta parte del precio de referencia. | Infografía: La Crónica del Henares, con datos de Red Eléctrica, Pexapark y UNEF.
Por qué importa
- Portugal y España son el mismo mercado. Solara4 vendía en MIBEL, igual que cualquier planta de Guadalajara: el precio que la hundió es el que cobran aquí.
- No es una amenaza futura, es un balance ya escrito: 700 millones de euros en quitas y 2.000 millones de deuda renegociada en el sector renovable español.
- El Corredor es territorio de destino. Los grandes parques de Guadalajara evacúan a subestaciones de Torrejón y Alcalá, y sus promotores se financian con los mismos supuestos de precio.
Una planta solar de 219 megavatios en el noreste del Algarve, 661.500 paneles sobre 320 hectáreas, capacidad para abastecer a 200.000 hogares y una inversión de 170 millones de euros. Cinco años después de inaugurarse, la sociedad británica que la explota se ha declarado insolvente.
La empresa es Welink Energy Portugal 2 UK, propietaria de Solara4, en el municipio de Alcoutim. El semanario portugués Expresso ha publicado el informe de la consultora BDO que documenta la situación. La central, rebautizada Riccardo Totta al inaugurarse en 2021, es la mayor instalación fotovoltaica del país vecino.
Lo que dice el informe y lo que no aclara
El diagnóstico técnico es el que ya se conoce en toda la península. La producción de electricidad se mantuvo sistemáticamente por debajo de las previsiones iniciales. Al mismo tiempo, el mercado ibérico sumó una enorme cantidad de nueva capacidad solar, y ese exceso de oferta derrumbó los precios mayoristas hasta cero o a valores negativos en determinadas horas. Resultado: ingresos inferiores a lo esperado y caja insuficiente.
Pero el informe deja fuera una pieza incómoda. Solara4 no era una planta desprotegida. Se presentó en 2019 como la mayor central solar sin subvenciones de Europa respaldada por un contrato privado de compraventa de energía a largo plazo: un PPA a 20 años y precio fijo firmado con la española Audax Renovables. Si ese contrato sigue vigente, la caída del precio de mercado no explica por sí sola la insolvencia. Ni el informe ni las informaciones publicadas aclaran qué ha sido de él.
Hay más factores propios del proyecto: desacuerdos con la constructora China Triumph International Engineering, filial de un conglomerado industrial del Estado chino y socia del consorcio; incendios; y problemas técnicos. Es decir, una planta que funcionó mal desde el principio, no solo una víctima del mercado.
El mecanismo se llama canibalización
La lógica es sencilla y no tiene vuelta atrás fácil. La solar produce toda a la vez, en las mismas horas centrales del día. Cuando hay mucha potencia instalada y la demanda es baja —fines de semana, festivos, primavera—, la oferta desborda al sistema y el precio se desploma justo cuando la planta está generando a pleno rendimiento.
En 2025 el mercado español registró, según Red Eléctrica, 798 horas con precio igual o inferior a cero euros por megavatio hora. Cerca del 70% de ellas fueron horas de precio estrictamente negativo, lo que significa que el productor paga por verter su electricidad a la red. Un año antes, la Unión Española Fotovoltaica había contabilizado 696 horas en todo el ejercicio.
El indicador decisivo, sin embargo, no es el precio medio, sino el factor de captura: qué porcentaje del precio de mercado ingresa realmente un productor solar. Y ahí el deterioro es brutal. La consultora suiza Pexapark lo situó en 0,18 en febrero de 2026, frente al 0,71 del mismo mes de 2025. En abril de ese año, España acumuló 138 horas de precios negativos y el 41,2% de toda la producción fotovoltaica española se generó precisamente en esas horas.
Para dimensionarlo: un factor de captura de 0,18 quiere decir que, de cada cien euros que marca el mercado, la planta se lleva dieciocho. Y Pexapark advierte de que el fenómeno ha dejado de ser estacional: el exceso de oferta invernal indica que la canibalización ya es estructural en España.
Lo que quiebra no es la planta, es la deuda
Conviene señalarlo porque cambia por completo la lectura: una planta solar amortizada produce electricidad a un coste casi nulo. Lo que revienta es la estructura financiera montada encima.
Los parques construidos en los últimos años mediante project finance —un esquema en el que la deuda se devuelve con los ingresos del propio proyecto y no con el balance del promotor— se diseñaron asumiendo precios capturados estables. Juan Verdugo y Pablo Echenique, socios del bufete DLA Piper, resumen el problema señalando que muchos proyectos se estructuraron con ratios de cobertura de deuda calculados sobre escenarios de precio hoy insostenibles.
El rastro español ya es abundante y verificable: más de 700 millones de euros en quitas y unos 2.000 millones de deuda reestructurada en el sector, con la banca frenando la financiación de nuevos proyectos. Novamper, la división de desarrollo fotovoltaico de la sevillana Prodiel, negocia la refinanciación de 177 millones con una quita media cercana al 85% para evitar el concurso de acreedores. Y algunas entidades plantean refinanciaciones con tipos de hasta el 14% a cambio de alargar vencimientos, una fórmula que en el propio sector se describe como aplazar el problema, no resolverlo.
José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), ha llegado a hablar de daño patrimonial real y ha pedido al Gobierno medidas como la suspensión temporal del impuesto sobre el valor de la producción eléctrica o el establecimiento de un suelo de precios para la fotovoltaica.
Tres situaciones muy distintas bajo la misma etiqueta
Aquí está el matiz que evita el alarmismo. Decir "la solar española se arruina" es falso: la exposición depende de cómo vende cada planta su energía.
Marco regulado y subastas
Plantas acogidas al régimen RECORE o adjudicadas en subasta, con retribución regulada o precio garantizado. La canibalización apenas les afecta y siguen siendo financiables: Velto Renewables cerró en julio una refinanciación de 800 millones para 76 plantas bajo ese marco.
Con PPA a largo plazo
Blindadas mientras dure el contrato de compraventa. El riesgo llega en la renovación, y depende también de la solvencia del comprador. Es, en teoría, la categoría en la que estaba Solara4.
Merchant con project finance
Parques de tamaño medio construidos en los últimos cinco años que venden directamente al mercado y devuelven deuda con esos ingresos. Son los que no cubren las cuotas y los que están refinanciando o vendiendo a precio de derribo.
El Corredor, el pasillo por el que sale esa electricidad
La comarca no aloja los grandes campos solares, pero está en medio de su salida a la red, y eso la convierte en parte interesada. Los macroproyectos de la provincia de Guadalajara evacúan hacia subestaciones del Corredor.
El caso más voluminoso es el entramado de parques vinculados al Grupo Ignis en el término municipal de Guadalajara —Bichero, Montería, Ojeador, Pañol, Aluvión y Broza, entre otros—, con más de 480 megavatios pico en conjunto y una infraestructura de evacuación que termina en la subestación Ardoz, en Torrejón de Ardoz, propiedad de Red Eléctrica. La planta Bruma Solar, de 67,5 MW, reparte sus instalaciones entre Guadalajara, Anchuelo, Villalbilla, San Fernando de Henares y Torrejón.
Y está Haza del Sol, de la promotora Alfanar Energía España: 150 MW con campo solar en Fuentelencina y Berninches, pero con una línea de alta tensión de 220 kV que atraviesa once municipios de Guadalajara antes de entrar en la Comunidad de Madrid por Los Santos de la Humosa y llegar a la subestación Alcalá II. El Ayuntamiento de Alcalá de Henares emitió informe de oposición durante la tramitación, alegando congestión del suelo municipal y afecciones al patrimonio natural y cultural, al paisaje y al crecimiento urbanístico.
El vínculo con lo ocurrido en Alcoutim no es la ubicación, sino la aritmética: estos proyectos se autorizaron y se financiaron con supuestos de precio que el mercado ya no valida. Si el precio capturado no se recupera, algunos no se construirán, y otros llegarán a operar con las mismas tensiones de caja que han acabado con la mayor planta portuguesa.
La salida es el almacenamiento, y en Alcoutim lo frenó el regulador
La estrategia que persigue todo el sector consiste en hibridar los parques con baterías, para desplazar la venta desde las horas de precio cero hasta las de la noche, cuando entran los ciclos combinados de gas y el precio puede subir hasta los 70 u 80 euros por megavatio hora. Varias compañías españolas están renegociando su financiación precisamente para poder invertir en almacenamiento.
Welink lo intentó: anunció en 2024 una inversión de 400 millones para sumar a Solara4 otros 50 MW solares, 264 MW eólicos y un sistema de baterías de 100 MW, hasta superar los 600 MW. La comisión de evaluación encabezada por la Agência Portuguesa do Ambiente emitió dictamen desfavorable por incompatibilidad con los valores ambientales de la zona. El plan se redujo y volvió a consulta pública, pero la agencia no ha adoptado decisión definitiva. La planta llegó a la insolvencia sin su plan de rescate.
Contexto: el éxito que se convirtió en problema
España supera los 40 gigavatios fotovoltaicos instalados y la tecnología aporta cerca de 10.700 millones de euros al PIB, según la UNEF. En mayo de 2026 la solar marcó su mayor cuota histórica en el mix eléctrico. Esa abundancia abarata la factura y mejora la competitividad del país, pero es exactamente lo que comprime los ingresos de quien la produce.
La presión no va a aflojar de inmediato: se prevé conectar otros 6 gigavatios solares durante 2026, con dificultad creciente para cerrar contratos de venta a precios rentables. El sector confía en que el aumento de la demanda por centros de datos, la electrificación industrial y las baterías reequilibren el mercado, pero sitúa ese alivio a un par de años vista.
Los datos, en claro
- La planta: Solara4 / Riccardo Totta, en Alcoutim (Algarve, Portugal). 219 MW, 661.500 paneles, 320 hectáreas, 170 millones de euros de inversión, inaugurada en octubre de 2021.
- La empresa: Welink Energy Portugal 2 UK, del grupo Welink, en consorcio con China Triumph International Engineering.
- Horas a precio cero o negativo en España: 696 en 2024 (UNEF) y 798 en 2025 (Red Eléctrica), casi el 70% de estas últimas con precio estrictamente negativo.
- Factor de captura solar: 0,71 en febrero de 2025 y 0,18 en febrero de 2026 (Pexapark).
- Deuda en reestructuración en el sector renovable español: más de 700 millones en quitas y unos 2.000 millones renegociados.
- Proyectos con evacuación al Corredor: parques del Grupo Ignis (más de 480 MWp) hacia la subestación Ardoz, en Torrejón; Bruma Solar (67,5 MW); y Haza del Sol (150 MW) hacia la subestación Alcalá II.
- Más en el blog: Energía, Economía y Guadalajara.
Qué viene ahora
Tres hitos verificables marcan el seguimiento. El primero, en Portugal: el proceso de insolvencia busca comprador para la planta, y el precio que se pague por 219 MW en funcionamiento será el mejor termómetro de cuánto vale hoy un activo solar sin protección. El segundo, la decisión pendiente de la Agência Portuguesa do Ambiente sobre la hibridación, que dirá si el regulador ambiental portugués deja o no una vía de salida.
El tercero es el que toca de cerca al Corredor: si los parques de Guadalajara con autorización ya concedida llegan a construirse, y en qué plazo. Ahí es donde se verá si la crisis de precios se queda en refinanciaciones o se traduce en proyectos que nunca levantan un panel. Habrá que vigilar también si el Ministerio para la Transición Ecológica acepta alguna de las medidas que reclama el sector.
Fuentes: Euronews, con información del semanario Expresso y del informe de BDO; Red Eléctrica de España; consultora Pexapark, recogida por pv magazine y El Periódico de la Energía; Unión Española Fotovoltaica; El Español, Vozpópuli, Merca2 y The Objective; resoluciones de la Dirección General de Política Energética y Minas publicadas en el Boletín Oficial de la Provincia de Guadalajara; y expedientes de información pública de la Consejería de Fomento de Castilla-La Mancha.
