Lo que debes saber
- La TIR de mercado de una planta fotovoltaica utility en España se mueve en un rango razonable del 7-12%.
- El LCOE solar ronda los 37-43 €/MWh, pero el precio capturado por la fotovoltaica cayó a 33,95 €/MWh en 2025 por la canibalización de precios.
- La TIR se protege con contratos PPA, selección rigurosa del activo, diversificación e hibridación con baterías.
- En Crowmie, la TIR objetivo se sitúa en el 10-12% y el acceso parte desde 10.000€.
- La rentabilidad no está garantizada: toda inversión conlleva riesgo de pérdida total o parcial del capital.
En 2025, el precio medio del mercado diario español fue de 65,29 €/MWh. Pero una planta fotovoltaica no cobró esa media: el precio que realmente capturó la generación solar bajó hasta 33,95 €/MWh, alrededor de un 25% menos que el año anterior. Esa brecha tira por tierra cualquier cálculo de rentabilidad hecho con la media del pool.
El problema es que buena parte del contenido para el inversor sigue mezclando autoconsumo residencial, ahorro en factura y plantas utility que venden energía. Son modelos distintos. Y una cifra tipo «15% garantizado», sin explicar producción, precio capturado, CAPEX, OPEX, financiación y degradación, no sirve para tomar una decisión patrimonial.
Este artículo funciona como data-hub técnico: cuánto produce 1 MW, qué TIR es realista, cuánto tarda en amortizarse y cómo afectan los precios cero. Para la definición básica del activo, consulta qué es un huerto solar.
¿Cuánto gana una planta solar en España?
Respuesta rápida: una planta fotovoltaica de 1 MWp produce, como referencia, entre 1.400 y 1.800 MWh al año en España. Si vendiera toda esa energía al precio capturado de 2025, 33,95 €/MWh, ingresaría de forma bruta entre 47.500 y 61.100 euros anuales. Con un PPA bien estructurado, ese ingreso puede ser más estable y distinto al del mercado diario.
La palabra clave es «brutos». Los ingresos no son el beneficio del proyecto. Antes de llegar al flujo disponible para el inversor hay que descontar operación y mantenimiento, seguros, gestión, alquiler o derecho de superficie, costes de representación, posibles restricciones de red, deuda e impuestos. En una planta utility, el OPEX (los gastos recurrentes de operación) suele moverse en torno a 8-15 €/kWp al año. Para 1 MWp, eso son unos 8.000-15.000 euros anuales.
También importa cómo se vende la energía. Una planta merchant vende al mercado y asume el precio horario. Una planta con PPA firma un contrato de compraventa a largo plazo y reduce parte de esa exposición. Por eso dos instalaciones con la misma potencia e irradiación pueden rendir de forma muy distinta.
El contexto español es de escala: al cierre de 2024, la potencia fotovoltaica acumulada alcanzó 40.294 MW y el sector aportó 10.694 millones de euros al PIB, según el balance anual del sector fotovoltaico de UNEF. Pero que el sector crezca no significa que todos los activos rindan igual. La calidad del contrato y del punto de conexión pesa tanto como el recurso solar.
| Concepto | Referencia para 1 MWp | Lectura para el inversor |
|---|---|---|
| Producción anual | 1.400-1.800 MWh | Depende de irradiación, diseño y disponibilidad. |
| Ingreso bruto a 33,95 €/MWh | 47.500-61.100 €/año | No equivale al beneficio neto. |
| OPEX orientativo | 8.000-15.000 €/año | Reduce el flujo antes de deuda e impuestos. |
| Ingreso contractual | Según PPA | Aporta visibilidad, pero no elimina todos los riesgos. |
La TIR real de una planta fotovoltaica
Respuesta rápida: el rango honesto de mercado para una planta fotovoltaica utility en España está, aproximadamente, entre el 7% y el 12% de TIR. La TIR (Tasa Interna de Retorno) mide la rentabilidad anualizada teniendo en cuenta cuándo entra y sale cada flujo de caja. No es lo mismo cobrar todo al final que recibir distribuciones durante la vida del activo.
Si quieres entender la fórmula y por qué no debe confundirse con el ROI, aquí explicamos cómo se calcula la TIR.
El rango depende del modelo. Una planta merchant puede capturar más valor cuando los precios están altos, pero queda expuesta a la canibalización. Una planta con PPA sacrifica parte de ese potencial a cambio de ingresos más visibles. La financiación también mueve el resultado: la deuda puede elevar la TIR sobre el capital propio, pero añade riesgo financiero y obligaciones de servicio.
En Crowmie, la TIR objetivo para proyectos fotovoltaicos se sitúa en el 10-12% para inversores. Como muestra, portfolios como Crowmie 5 y Crowmie 7 se estructuraron con una TIR objetivo del 10,20%. Son datos distintos: uno es agregado y los otros son objetivos de proyecto. Ninguno debe presentarse como garantía.
Desde la gestión de activos, la selección empieza por la calidad del flujo, no por perseguir la cifra más alta. Un activo con buen PPA, contraparte solvente, O&M definido y producción conservadora puede proteger mejor la TIR que otro con más irradiación pero expuesto al mercado. Es una decisión contraintuitiva: a veces aceptar un precio contractual menor mejora la calidad del retorno esperado.
Importante: la TIR es una estimación basada en hipótesis de producción, precios, costes y calendario. No constituye una rentabilidad garantizada.
Payback y vida útil: cuánto tarda en amortizarse
Respuesta rápida: el payback es el tiempo que tarda un proyecto en recuperar la inversión inicial con sus flujos de caja. En una planta utility actual no hay un único plazo válido: puede rondar los 8-12 años en proyectos con buenos contratos y producción, o superar los 15 años cuando el activo depende del precio merchant de 2025.
La vida útil económica de una planta suele estimarse en 25-30 años. Los módulos pierden capacidad de forma gradual: una referencia habitual es una degradación cercana al 0,5% anual. Con esa hipótesis, un módulo conservaría en torno al 88% de su producción inicial en el año 25. No deja de producir; produce algo menos cada ejercicio.
El payback se acorta o se alarga por una combinación de variables:
- Mayor irradiación y mejor disponibilidad técnica aumentan la energía vendida.
- Un PPA con precio y plazo adecuados aporta estabilidad al flujo.
- Un CAPEX bajo mejora la ecuación, siempre que no comprometa calidad o conexión.
- Un OPEX eficiente protege el margen durante toda la vida del activo.
- La degradación, los vertidos y las restricciones de red reducen la producción monetizable.
- La estructura de deuda puede acelerar el retorno sobre equity, pero aumenta el riesgo.
Por eso, una cifra de payback sin detallar el precio de venta, la deuda y el OPEX está incompleta. La pregunta no es solo cuántos años, sino bajo qué hipótesis se ha calculado.
El factor que nadie te cuenta: la canibalización de precios
Respuesta rápida: la canibalización ocurre cuando muchas plantas solares producen a la vez y empujan el precio de la electricidad hacia abajo justo en las horas en que venden. Cuanta más fotovoltaica entra al sistema sin suficiente demanda flexible o almacenamiento, menor es el precio capturado por cada MWh solar.
En 2025, el precio medio del mercado diario fue de 65,29 €/MWh, pero el precio capturado por la fotovoltaica cayó a 33,95 €/MWh. Es una brecha de casi el 50%: el inversor que modela ingresos con el precio medio del pool estaría sobreestimando la facturación del activo. La corrección va en línea con lo que documenta el sector, que estima una caída de más del 20% interanual en el precio capturado por la solar, según el análisis de FEDEA sobre el precio de la fotovoltaica.
A eso se suman las horas de precio cero o negativo: en 2024 el mercado español acumuló cientos de horas en esa situación y en 2025 la cifra siguió al alza, con más de 600 horas cero o negativas solo hasta junio. En esas franjas, la energía generada apenas aporta ingreso.
| Referencia de precio 2025 | €/MWh | Lectura |
|---|---|---|
| Precio medio del mercado diario | 65,29 | Lo que marca el pool de media. |
| Precio capturado por la solar | 33,95 | Lo que cobra de verdad la fotovoltaica. |
| Brecha por canibalización | -48% aprox. | El descuento que asume el activo merchant. |
Este riesgo golpea sobre todo a las plantas merchant. No significa que la solar haya dejado de ser rentable; significa que la rentabilidad depende cada vez más de cómo se comercializa y se desplaza la energía. La respuesta no es ocultar el dato, sino meterlo en el modelo financiero.
Las principales vías de mitigación son los contratos PPA, que fijan o estabilizan parte del precio; la hibridación con baterías, que permite mover energía hacia horas de más valor; y la diversificación entre ubicaciones, compradores y perfiles de consumo.
En la selección de activos de Crowmie, esta realidad obliga a mirar más allá de la radiación. La pregunta central es cuánto valor captura de verdad el proyecto y qué protecciones contractuales hay si el mercado cambia. Un activo con menos sol, pero con un comprador industrial solvente y un PPA coherente, puede ofrecer un perfil de retorno más robusto que una planta excelente sobre el papel y totalmente expuesta al pool.
Cuánto cuesta construirla y qué determina la rentabilidad
Respuesta rápida: el CAPEX es la inversión inicial necesaria para construir y poner en marcha el activo. El mercado español ha vivido una fuerte compresión de valoraciones: como referencia, el suelo observado a principios de 2026 se aproxima a 650.000 € por MWp, frente a niveles cercanos a 1,1 millones por MW al inicio de 2024 en determinadas operaciones.
El OPEX recoge los costes recurrentes de operación. Para una planta utility, el rango orientativo es de 8-15 €/kWp al año. El LCOE (coste nivelado de la energía) reparte todos los costes del activo durante su vida útil y los divide entre la energía generada. IRENA sitúa la solar utility global en torno a 43 €/MWh en 2024, mientras que las referencias para plantas con seguidor en España bajan de 40 dólares/MWh. Lazard aporta un rango internacional más amplio, de 38-78 dólares/MWh en 2025.
La dificultad aparece cuando el precio de venta se acerca al LCOE. El precio P25 del índice de PPA solar de LevelTen en España ha seguido una senda descendente: desde unos 44,5 €/MWh a comienzos de 2024 hasta el entorno de los 32-33 €/MWh en las referencias más recientes de 2025-2026. A precios tan ajustados, la calidad del CAPEX, la financiación, la producción y la flexibilidad del activo se vuelven decisivas.
| Variable | Referencia | Impacto sobre la TIR |
|---|---|---|
| CAPEX | ~650.000 €/MWp | Menor coste inicial mejora la rentabilidad, si el activo mantiene calidad. |
| OPEX | 8-15 €/kWp/año | Gastos altos reducen el flujo operativo. |
| LCOE | 37-43 €/MWh | Marca el coste mínimo de largo plazo del MWh. |
| PPA / precio capturado | 32,5-44,5 €/MWh (referencias recientes) | Define el margen disponible sobre el coste. |
| Degradación | ~0,5% anual | Reduce gradualmente la energía vendible. |
Rentabilidad por zona de irradiación
Respuesta rápida: la irradiación determina cuánta energía puede producir una planta, pero no explica por sí sola su rentabilidad. En el sur peninsular, una instalación bien diseñada puede alcanzar 1.700-1.900 horas equivalentes al año. En zonas centrales, el rango ronda las 1.500-1.700 horas; en el norte, puede bajar a 1.200-1.400.
A igualdad de CAPEX, OPEX y precio de venta, una mayor producción reduce el payback y eleva la TIR. Pero la mejor zona solar no siempre es el mejor proyecto. Un punto de conexión saturado, más vertidos, una contraparte débil o un PPA mal fijado pueden borrar la ventaja de la irradiación.
La siguiente tabla usa un modelo merchant ilustrativo: CAPEX de 650.000 €/MWp, OPEX de 12.000 €/MWp y año, y precio capturado de 33,95 €/MWh. No incluye deuda, impuestos ni valor residual. Sirve para ver cuánto cambia el payback simple cuando solo varía la producción.
| Zona | Producción (MWh/MWp·año) | Ingreso bruto | Flujo operativo | Payback simple |
|---|---|---|---|---|
| Sur | ~1.800 | ~61.100 € | ~49.100 € | ~13 años |
| Centro | ~1.600 | ~54.300 € | ~42.300 € | ~15 años |
| Norte | ~1.300 | ~44.100 € | ~32.100 € | ~20 años |
Modelo ilustrativo, no una previsión de rentabilidad de ningún proyecto. El payback real incorpora deuda, impuestos, valor residual y contratos.
La conclusión técnica es sencilla: la irradiación importa, pero la rentabilidad real se construye con el conjunto. Producción, contrato, conexión, costes, degradación y operación se analizan como un sistema.
¿Qué significa todo esto para un ticket de 10.000€?
Respuesta rápida: las cifras por MW pueden parecer lejanas. Para traducirlas a un inversor particular, tomemos un ejemplo puramente ilustrativo de una planta de 1 MWp con CAPEX de 650.000 €, producción de 1.600 MWh al año, precio capturado de 33,95 €/MWh y OPEX de 12.000 € anuales.
Una aportación de 10.000€ representaría en torno al 1,54% del capital de esa planta. A esa proporción le corresponderían unos 24,6 MWh de producción anual. El ingreso bruto merchant sería cercano a 835 € al año y la parte proporcional del OPEX, unos 185 €. El flujo operativo antes de financiación, impuestos, gestión y reservas quedaría alrededor de 650 €.
| Microcaso | Cálculo | Resultado orientativo |
|---|---|---|
| Participación económica | 10.000 / 650.000 | 1,54% del CAPEX |
| Producción atribuible | 1.600 MWh × 1,54% | 24,6 MWh/año |
| Ingreso bruto merchant | 24,6 × 33,95 €/MWh | ~835 €/año |
| OPEX proporcional | 12.000 × 1,54% | ~185 €/año |
| Flujo operativo previo | 835 – 185 | ~650 €/año |
Ese 6,5% de flujo operativo no es la TIR final. La TIR incorpora el calendario completo, la devolución del principal, la financiación, los pagos periódicos, el valor residual y todos los costes del vehículo. Un PPA industrial puede cambiar el ingreso frente al escenario merchant; también puede hacerlo una estructura de deuda distinta.
En Crowmie, el acceso a infraestructura energética parte desde 10.000€ y la TIR objetivo de los proyectos fotovoltaicos se sitúa en el 10-12%. El objetivo del microcaso no es prometer ese resultado, sino mostrar que una cifra de rentabilidad solo tiene sentido cuando se reconstruye desde el activo.
Si quieres conocer el modelo general de acceso, puedes ver cómo invertir en energía solar sin comprar ni operar una planta completa.
Importante: el ejemplo anterior es educativo y no representa una oferta, una previsión contractual ni la rentabilidad de un proyecto concreto.
Preguntas frecuentes sobre la rentabilidad de una planta fotovoltaica
¿Cuánto gana una planta solar de 1 MW al año?
Una planta de 1 MWp puede producir entre 1.400 y 1.800 MWh anuales. Al precio capturado fotovoltaico de 2025, 33,95 €/MWh, eso equivale a unos 47.500-61.100 € brutos al año. El beneficio neto es menor después de OPEX, deuda, impuestos y otros costes.
¿Cuál es la TIR media de una planta fotovoltaica en España?
Para una planta utility, un rango de mercado razonable es aproximadamente 7-12%. En Crowmie, la TIR objetivo para proyectos fotovoltaicos es del 10-12%. Es una estimación, no una garantía, y depende del contrato, la producción, los costes y la financiación.
¿En cuántos años se amortiza una planta solar?
El payback puede rondar los 8-12 años en proyectos con buenos contratos y producción, pero superar los 15 años en escenarios merchant con precios capturados bajos. La vida útil habitual del activo es de 25-30 años.
¿Cuánto cuesta construir 1 MW de fotovoltaica?
Como referencia de mercado, el CAPEX puede aproximarse a 650.000 €/MWp en activos competitivos, aunque la cifra real depende de terreno, conexión, tecnología, obra civil, permisos y financiación. Al inicio de 2024 se observaban valoraciones cercanas a 1,1 millones por MW en determinadas operaciones.
¿Qué es la canibalización de precios solar?
Es la caída del precio en las horas en que muchas plantas fotovoltaicas producen a la vez. En 2025, el precio capturado por la solar se situó en 33,95 €/MWh, muy por debajo del precio medio del mercado. Se mitiga con PPA, almacenamiento y diversificación.
Qué mirar antes de invertir en una planta fotovoltaica
La rentabilidad de una planta fotovoltaica no se resume en cuántas horas de sol tiene España. La TIR real surge de la producción, el precio capturado, el PPA, el CAPEX, el OPEX, la degradación, la financiación y la calidad de la operación. Con el precio solar bajo presión, ocultar la canibalización conduce a modelos demasiado optimistas.
El rango de mercado del 7-12% y la TIR objetivo de Crowmie del 10-12% son coherentes con un activo bien seleccionado, pero no están garantizados. Para un inversor que entra desde 10.000€, la pregunta correcta no es cuánta rentabilidad cruda obtiene, sino de dónde sale cada euro y qué protege el flujo durante toda la vida de la planta.
El siguiente paso es revisar el track record de proyectos cerrados, entender sus contratos y comparar las hipótesis con los resultados operativos antes de decidir. Si quieres analizar tu caso con el equipo, puedes reservar una sesión inicial con Crowmie.
Fuentes
- UNEF — El sector fotovoltaico se estabilizó en 2024 pero urge cambios para su crecimiento. Informe anual, 2024.
- OMIE — Precio del mercado diario. Resultados del mercado, 2025.
- FEDEA vía pv magazine — El precio de la fotovoltaica en España: ¿derrumbe o ajuste necesario?. 2025.
- El Periódico de la Energía — España registra 607 horas de precios negativos o cero hasta junio en el pool eléctrico. 2025.
- IRENA — Renewable Power Generation Costs in 2024 (resumen). 2025.
- Lazard — Lazard’s 2025 Levelized Cost of Energy+ report. 2025.
- LevelTen Energy — PPA Price Index Q4 2025. 2025.
