Amazon ha consumido 800 horas de electricidad gratis en España este año gracias a una cláusula que expone la crisis del sector renovable. Detrás de esta aparente ganga hay un problema sistémico: el desplome de los precios mayoristas de la luz está vaciando los ingresos de los productores fotovoltaicos y amenazando la viabilidad financiera de decenas de proyectos. El caso de Fotowatio Renewable Ventures (FRV), proveedor del gigante del comercio electrónico, es la punta del iceberg de un mercado que ya acumula centenares de horas con precios a cero o negativos.
Claves de la operación
- 800 horas sin cobrar: Las cinco plantas solares de FRV han entregado energía a coste cero durante ese tiempo en 2026, según fuentes del sector.
- La ‘cláusula Amazon’ anula el PPA: El contrato de 1,5 TWh anuales incluye una condición que extingue la cobertura cuando el precio del mercado baja a cero, algo impensable en 2023.
- Refinanciación de 950 millones bajo presión: El propietario árabe ALJ negocia una reestructuración de deuda mientras los acreedores analizan el riesgo de ingresos de los parques solares.
Un contrato que nació como garantía y hoy es una amenaza
En septiembre de 2023, FRV firmó con Amazon Web Services uno de los mayores acuerdos corporativos de energía renovable (power purchase agreement, PPA) vistos en España. La compañía se comprometía a entregar 1,5 teravatios-hora al año, suficiente para abastecer a más de 400.000 hogares. Lo que parecía un pacto de estabilidad financiera ha dado un vuelco con el hundimiento de los precios en el mercado mayorista.
La clave está en una disposición que el sector ya conoce como la ‘cláusula Amazon’: cuando el precio horario de la electricidad cae a cero o entra en negativo, la cobertura del PPA desaparece y FRV sigue entregando la energía, pero sin ningún ingreso. En 2023, las horas a cero eran anecdóticas; este año se cuentan por centenares.
Según la consultora Montel, España registró 397 horas con precios negativos solo en el primer trimestre de 2026. Diversas fuentes del sector estiman que el semestre cerrará con unas 800 horas a precio cero o negativo, la gran mayoría coincidiendo con los picos de producción solar. Pero en el el mercado español, lo que empezó como una rareza estadística se ha convertido en un quebradero de cabeza para los promotores.
Cuando la abundancia de sol se convierte en un problema financiero
El impacto económico no es menor. Tomando como referencia precios típicos de PPA en el rango de 35-40 euros por megavatio hora, los ingresos anuales que FRV esperaba obtener podrían oscilar entre 50 y 70 millones de euros. Si entre el 15% y el 25% de la producción queda expuesta a horas sin cobertura, las pérdidas potenciales alcanzarían de 8 a 15 millones de euros cada ejercicio.
No se trata de un problema de rentabilidad a largo plazo, sino de generación de caja inmediata. La mayoría de las plantas renovables españolas se levantaron con niveles de deuda superiores al 60% de la inversión. Cuando cientos de horas dejan de aportar ingresos, la capacidad para atender los compromisos financieros se resiente.
La paradoja es clara: cuanto más sol brilla, menos se cobra. Y en un mercado con 800 horas a cero, la estabilidad financiera de los contratos clásicos se desmorona.
Ese riesgo explica por qué la refinanciación de 950 millones de euros que el grupo árabe ALJ, propietario de FRV, ha puesto en marcha está siendo examinada con lupa. Las entidades acreedoras ya no miran si las placas producen, sino cuánto dinero real llega a caja en un entorno de precios deprimidos. Tal y como señaló una fuente financiera, “el problema es la capacidad para atender la deuda hoy, no la solvencia dentro de diez años”.
Ni FRV ni Amazon han comentado públicamente los términos del contrato, y ambas han declinado hacer declaraciones a los medios. El silencio no ha impedido que la ‘cláusula Amazon’ se haya convertido en una advertencia para todo el sector.
La lección para el mercado renovable español
Amazon entendió antes que muchos que la energía solar podía ser víctima de su propio éxito. El despliegue masivo de fotovoltaica en España –de apenas 5 GW en 2018 a más de 30 GW en 2026– ha creado un excedente que hunde los precios justo cuando más produce el sol. La demanda, estancada y con poca flexibilidad, no absorbe esa sobreproducción.
Los productores que han cerrado PPAs en los últimos dos años ya incorporan este riesgo en el precio: si el comprador exige excluir las horas a cero, la tarifa sube para compensar la posible pérdida de cobertura. Los acuerdos más antiguos, como el de FRV, no contemplaban que las horas sin ingresos se multiplicarían hasta este extremo.
Las grandes eléctricas con diversificación de negocio –Iberdrola, Naturgy o Endesa– están mejor posicionadas porque pueden integrar la generación con almacenamiento, comercialización o venta directa a clientes finales. Las empresas puramente generadoras, sobre todo las que financiaron sus parques con deuda elevada, son las más vulnerables. El caso de FRV muestra que, en el nuevo ecosistema solar, el mayor riesgo no es que falte radiación, sino que sobre.
El precedente obliga a repensar el diseño del mercado. Si España quiere seguir siendo líder en renovables, necesitará señales de precio que incentiven la electrificación de la demanda y la inversión en almacenamiento. Hasta entonces, los productores que firmaron PPAs con cláusulas como la de Amazon seguirán viendo cómo los megavatios-hora se esfuman sin dejar un solo euro en caja. La refinanciación de FRV será, probablemente, el primer test de estrés de una industria que ya no sabe si celebrar o temer cada día de sol radiante.
