Planta fotovoltaica: cómo funciona y qué determina su viabilidad

Una planta solar fotovoltaica es una instalación de paneles desplegados en terreno abierto para generar electricidad a gran escala. A diferencia de los sistemas sobre cubierta, de menor tamaño y pensados para abastecer un único inmueble, su producción se vierte a la red eléctrica general, ya sea a la red de transporte o a las redes de distribución, según el tamaño de la planta y el punto de conexión.

En España, este tipo de instalaciones suma ya 40 GW de potencia instalada, la mayoría a gran escala, lo que sitúa al país entre los mercados fotovoltaicos más maduros de Europa.

En el sector se utilizan también denominaciones como central solar o parque fotovoltaico. Estos proyectos abarcan tanto grandes activos de generación como instalaciones comunitarias o de generación distribuida, según su finalidad y los usuarios a los que suministran energía.

La expresión granja solar aparece asimismo como denominación de estas instalaciones, aunque en un contexto técnico conviene precisar la tecnología y la función del proyecto.

Por su parte, granja de paneles solares describe de forma visual el conjunto de módulos, pero deja fuera otros elementos esenciales: inversores, estructuras, equipos de control e infraestructura de evacuación.

El término utility-scale se refiere a instalaciones concebidas para verter el 100 % de la electricidad generada a la red eléctrica, ya sea a la red de transporte —operada en España por Red Eléctrica (REE)— o a las redes de distribución, gestionadas por compañías como e-distribución (Endesa), i-DE (Iberdrola) o UFD (Naturgy). Se trata de un término de uso habitual en el sector, más que de una categoría legal.

Funcionan como activos de generación independientes, que suministran energía a compañías eléctricas, compradores corporativos y al sistema eléctrico en su conjunto. Una amplia ocupación del suelo, una potencia instalada elevada y una infraestructura de evacuación dedicada son rasgos habituales, aunque no existe un umbral universal de potencia o superficie que determine esta clasificación.

De esos 40 GW fotovoltaicos instalados en España, alrededor de 32 GW ya son de gran escala, frente a cerca de 8 GW de autoconsumo.

Diferencias frente a la generación distribuida

La generación distribuida suele atender una demanda más local, como la de empresas o comunidades energéticas, mediante instalaciones de menor potencia conectadas a las redes de distribución. En España, el autoconsumo colectivo y las comunidades energéticas permiten a varios consumidores compartir una misma instalación y repartirse su producción mediante acuerdos de reparto o esquemas por suscripción.

Esa diferencia depende, sobre todo, de la función del proyecto y de dónde se conecta, más que de un umbral fijo. Como referencia orientativa —no una clasificación oficial— puede decirse que:

• Las instalaciones de generación distribuida suelen conectarse a líneas de distribución de menor tensión, con potencias que van habitualmente de 1 a 5 MW.

• Los proyectos utility-scale se conectan a líneas de alta tensión o directamente a la red de transporte, con potencias que arrancan en torno a los 10 MW y pueden superar varios cientos.

Lo que sigue se centra en la generación a gran escala, aunque varias tecnologías y criterios de evaluación también se aplican a instalaciones de menor tamaño.

Para clasificar un parque solar fotovoltaico conviene separar dos cuestiones: dónde se instala y cómo genera energía. Una estructura flotante cambia el soporte y el emplazamiento, mientras que pasar de fotovoltaica a termosolar cambia el proceso de generación.

Instalaciones sobre suelo

Las estructuras sobre suelo son la configuración habitual de los proyectos a gran escala. El terreno disponible permite ajustar la orientación, la distribución de los módulos y los accesos, aunque la topografía condiciona estas decisiones.

Al no depender de la geometría ni de la capacidad estructural de un edificio, ofrecen mayor libertad de diseño que una cubierta: esa flexibilidad facilita el aprovechamiento del recurso solar, las labores de mantenimiento y la planificación de futuras ampliaciones.

Ajustar esas filas de módulos a la topografía real del terreno, y no a un modelo simplificado, es lo que separa un proyecto de papel de un diseño fotovoltaico listo para construcción, con menos errores y retrasos cuando llega la obra.

Buen ejemplo de ello es la planta fotovoltaica Núñez de Balboa, en Badajoz: con 500 MWp y 1,4 millones de paneles sobre unas 1.000 hectáreas, fue durante un tiempo una de las mayores de Europa.

Instalaciones flotantes

Los sistemas flotantes se despliegan sobre embalses, lagos u otras láminas de agua adecuadas, como alternativa cuando la disponibilidad o el coste del suelo dificulta el desarrollo convencional.

Esa cercanía al agua puede aportar un efecto de refrigeración que mejora el rendimiento de los módulos, aunque el beneficio depende del diseño de la instalación y de las condiciones de viento y humedad del lugar: en aguas muy quietas o entornos muy húmedos, la mejora es menor.

En España esta tecnología está todavía en una fase temprana, aunque ya hay ejemplos reales, como la planta piloto de la fotovoltaica flotante en España que Acciona Energía opera en el embalse de Sierra Brava (Cáceres); la normativa, de hecho, ha empezado a abrirse a este tipo de proyectos sobre embalses públicos.

Agrivoltaica: generación y actividad agrícola

La agrivoltaica combina la producción eléctrica con la actividad agrícola o ganadera en una misma superficie. El diseño debe permitir que ambas actividades se mantengan durante la explotación del proyecto.

España aún no cuenta con una normativa estatal única para esta tecnología, de modo que los requisitos varían según el territorio: Cataluña, por ejemplo, ya exige un paso libre de al menos 3,5 metros bajo la estructura para el tránsito de maquinaria agrícola.

Quien quiera profundizar en el diseño de estos sistemas puede consultar nuestra guía técnica de agrivoltaica, o descubrir por qué el futuro de la agrivoltaica europea pasa por convertirse en el estándar del sector hacia 2030.

Fotovoltaica y energía solar termoeléctrica

Los módulos fotovoltaicos convierten directamente la radiación en electricidad. Su escalabilidad, sencillez técnica y moderados costes de explotación explican su uso como opción predominante en el desarrollo de instalaciones solares.

Frente a esto, la energía solar termoeléctrica o de concentración (CSP) recurre a espejos que dirigen la radiación hacia un receptor para generar calor, el cual, en la mayoría de configuraciones, produce vapor y acciona una turbina. Entre sus principales tecnologías figuran los colectores cilindroparabólicos, los sistemas lineales Fresnel, las torres solares y los discos Stirling.

Cuando incorporan almacenamiento térmico, estas centrales pueden seguir produciendo electricidad después del ocaso, con una autonomía que depende de la capacidad de almacenamiento y de la estrategia operativa.

España fue pionera mundial en esta tecnología y sigue siendo uno de los países con más potencia CSP instalada del mundo: cerca de 50 centrales suman unos 2.300 MW en funcionamiento, entre ellas el complejo Andasol, en Granada, con 150 MW repartidos en tres plantas y hasta 7,5 horas de almacenamiento en sales fundidas, un ejemplo claro del liderazgo español en energía termosolar.

Por su elevada complejidad térmica, esta tecnología resulta especialmente adecuada en zonas con alta radiación directa normal (DNI), como el sur y el sureste peninsular, y exige valorar el recurso disponible, los costes de construcción y mantenimiento, y el valor de disponer de generación gestionable.

El funcionamiento de una central solar comprende tres tareas: captar la radiación, acondicionar la electricidad y coordinar su entrega a la red. Los equipos de monitorización permiten seguir este proceso y detectar desviaciones durante la operación.

Módulos y estructuras de soporte

Los paneles se conectan en cadenas o strings que generan corriente continua (CC), sobre estructuras fijas o sobre seguidores de uno o dos ejes capaces de ajustar su orientación para acompañar la trayectoria del sol.

Esa elección de estructura forma parte del diseño del campo solar y debe integrarse con las características del emplazamiento y la distribución de los equipos.

Inversores y evacuación

Los inversores transforman la corriente continua en corriente alterna (CA); después, los centros de transformación elevan la tensión para evacuar la energía a la red eléctrica, que la lleva hasta los consumidores a través de las redes de transporte o distribución. Protecciones y sistemas de control mantienen, mientras tanto, una operación segura y coordinada con los demás generadores.

Monitorización y control

Gestionar parques solares exige conocer tanto la producción como el estado de los equipos. Sensores meteorológicos, analizadores de rendimiento y sistemas SCADA —supervisión, control y adquisición de datos— proporcionan esa información en tiempo real.

Combinar previsiones meteorológicas con análisis de rendimiento ayuda a identificar equipos averiados o infrautilizados, programar intervenciones y coordinar el vertido de energía a la red.

Hibridación con baterías

Los sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) permiten combinar generación y almacenamiento. Esta configuración ofrece las siguientes posibilidades:

• Reutilizar el punto de acceso y conexión ya concedido sin aumentar la potencia MWac autorizada en la subestación.

• Cargar durante las horas de sobreproducción o vertido técnico y descargar durante el pico de demanda de tarde y noche.

• Prestar servicios de ajuste a la red, como control de tensión y regulación de frecuencia.

Esta combinación está ganando fuerza en España: cambios normativos recientes han simplificado la hibridación de baterías en plantas ya existentes y han empezado a abrir la puerta a que el almacenamiento preste servicios de apoyo al sistema eléctrico, si bien se trata todavía de un desarrollo reciente.

Su contribución real depende de la potencia de las baterías, su capacidad, el estado de carga y las exigencias operativas: incorporar almacenamiento aumenta la flexibilidad, pero no garantiza un suministro ininterrumpido ni elimina por completo las limitaciones de producción o curtailment.

Células solares en tándem

Las células en tándem superponen capas de distintos materiales para aprovechar una mayor parte del espectro solar, lo que abre nuevas posibilidades de eficiencia para la generación fotovoltaica.

Al evaluar esta tecnología, conviene distinguir los récords de laboratorio del rendimiento de los módulos y de su disponibilidad industrial: son tres indicadores que describen etapas distintas de desarrollo.

El valor de estas instalaciones abarca la producción de electricidad, la actividad económica local y la diversificación del suministro, por lo que evaluar su alcance exige considerar las condiciones de cada proyecto y del mercado al que se incorpora.

Empleo e ingresos locales

Construir y operar una instalación genera trabajo en ingeniería, construcción y mantenimiento, además de ingresos recurrentes para los arrendadores del suelo —los propietarios que ceden sus terrenos— e ingresos fiscales para los ayuntamientos mediante impuestos y tasas locales.

En España, el sector fotovoltaico sostiene ya cerca de 147.000 empleos y genera un impacto económico del sector fotovoltaico superior a los 10.600 millones de euros al PIB, según datos de UNEF.

Las compras a gran escala y las infraestructuras compartidas, por su parte, permiten optimizar los costes unitarios; para los compradores, los contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA) ofrecen además una vía para fijar el coste de una parte de su consumo.

Reducción de emisiones

La generación fotovoltaica reduce las emisiones cuando desplaza fuentes con una mayor huella de carbono, aunque cuantificar ese beneficio exige considerar tanto las emisiones del ciclo de vida de la instalación como la generación que sustituye en la red.

Por tanto, la potencia instalada no basta para calcular las emisiones evitadas: la ubicación y la operación del sistema eléctrico también determinan el resultado.

En 2024, las renovables cubrieron ya el récord renovable de España en 2024 con un 56,8 % de la generación eléctrica del país, con la fotovoltaica aportando un 17 % del total.

Diversificación del suministro

La incorporación de generación solar diversifica el mix eléctrico y reduce la dependencia de combustibles fósiles expuestos a variaciones de precio.

Aprovechar esa contribución exige coordinar la producción con la capacidad de evacuación, otras fuentes de generación y la gestión de la demanda. De hecho, el Gobierno español ha fijado entre los objetivos fotovoltaicos del PNIEC 2030 alcanzar 76 GW de potencia instalada, dentro de un plan que busca que el 81 % de la electricidad generada proceda de fuentes renovables.

La relación entre superficie y potencia cambia según la tecnología de los paneles, la topografía, la separación entre filas o pitch y la estructura elegida: una misma extensión no permite instalar siempre la misma capacidad.

MWdc y MWac: dos magnitudes diferentes

Los MWdc, también expresados como MWp, indican la potencia pico acumulada de los módulos en corriente continua. Los MWac, en cambio, miden la capacidad nominal de evacuación en corriente alterna, habitualmente a la salida de los inversores —sin confundirla con la potencia de evacuación realmente autorizada para la planta, que se fija al conceder el acceso a la red y marca el límite real de lo que se puede verter al sistema.

Esa relación entre ambas magnitudes recibe el nombre de ratio DC/AC u overpaneling; ajustarla permite optimizar el aprovechamiento del recurso y de los equipos, con el objetivo de mejorar la rentabilidad operativa.

Distinguir ambas cifras resulta imprescindible para comparar proyectos, estimar necesidades de suelo y analizar costes sobre una base homogénea.

Cómo calcular el número de paneles

Para obtener una primera estimación se divide la potencia objetivo en corriente continua entre la potencia de cada módulo:

Número de paneles = potencia DC objetivo (W) ÷ potencia unitaria del módulo (W)

Por ejemplo, alcanzar 1 MWdc con módulos de 550 W requiere unos 1.819 paneles; una configuración de 1.820 módulos arrojaría una cifra prácticamente idéntica, con el número definitivo ajustado a la distribución de los strings y los inversores.

Este cálculo estima la potencia instalada, no la producción anual: la radiación del emplazamiento, las sombras, la eficiencia de los componentes y las pérdidas del sistema condicionan cuánta energía se obtiene realmente.

Evaluar la rentabilidad exige relacionar la inversión inicial (CAPEX), los costes operativos (OPEX) y la producción estimada con las condiciones de venta de la electricidad: reducir el precio de los equipos mejora una parte de la ecuación, pero no garantiza el retorno del proyecto.

Qué mide el coste nivelado de la energía

El coste nivelado de la energía (LCOE) expresa el coste medio de generación por unidad de electricidad a lo largo de la vida útil de la instalación. Sirve para comparar costes de producción, aunque no determina por sí solo los ingresos ni la rentabilidad.

Influyen en este indicador el recurso solar, el diseño, la financiación, la construcción y el rendimiento operativo. Para comparar resultados conviene además utilizar el mismo año de referencia, un contexto geográfico equivalente y un alcance tecnológico comparable, especialmente cuando se incluye almacenamiento.

La fórmula relaciona los costes y la generación descontados durante la vida del proyecto:

En ella, la t representa cada periodo, la N la vida del proyecto y la r la tasa de descuento. Costes y producción deben expresarse con unidades y periodos coherentes.

Inversión inicial: componentes del CAPEX

La inversión inicial incluye la compra o el arrendamiento del terreno, los módulos, los inversores, las estructuras, el contrato de ingeniería, procura y construcción —conocido en el sector como EPC—, la puesta en marcha y la conexión a la red mediante subestación y línea de evacuación.

En España, el CAPEX de una instalación utility-scale oscila habitualmente entre 0,55 y 0,75 €/Wp, excluyendo almacenamiento BESS. El desglose de referencia es el siguiente:

Según la orografía, la disponibilidad de mano de obra, los componentes seleccionados y las necesidades de refuerzo de la red, el peso de cada partida puede variar y modificar sensiblemente el presupuesto.

Operación y mantenimiento: componentes del OPEX

Aunque la generación solar no consume combustible, mantener la instalación operativa exige gastos recurrentes: inspecciones, limpieza, reparaciones, monitorización, seguros, cánones del suelo y cumplimiento normativo y ambiental, entre otros.

Drones, termografía y herramientas de mantenimiento predictivo ayudan a detectar fallos y priorizar intervenciones, con el objetivo de preservar la producción y reducir las paradas no programadas.

Recurso solar y competitividad del LCOE

En la península ibérica, el LCOE fotovoltaico está entre los más competitivos de Europa, con valores que suelen moverse entre 25 y 45 €/MWh según el proyecto y el año. Esta competitividad responde al elevado recurso solar, aunque este varía notablemente según la zona: la irradiación global horizontal (GHI) ronda los 1.100–1.400 kWh/m² al año en la cornisa cantábrica, sube a 1.500–1.700 kWh/m² en la meseta norte, y supera los 1.800–2.100 kWh/m² en el sur peninsular, con máximos en zonas como Almería.

El retorno depende también del valor de la electricidad vendida: una elevada producción anual debe analizarse junto con su distribución horaria y la estructura comercial del proyecto.

Riesgos de mercado y modalidades de venta

La canibalización de precios se produce cuando la generación fotovoltaica simultánea reduce el precio marginal durante las horas centrales del día, provocando episodios de precios cero o negativos en el mercado eléctrico español (OMIE) —de hecho, España cerró 2024 con cerca de un 10 % de sus horas a precio cero—. A este riesgo se suman los vertidos por congestión: órdenes de reducción de potencia que emite Red Eléctrica cuando se satura la capacidad de evacuación de una zona.

Entre las principales estrategias de comercialización destacan:

• PPA: contratos bilaterales a largo plazo, de entre 10 y 15 años, con compradores corporativos o comercializadoras. Cada vez es más habitual que, en lugar de fijar un único precio, incorporen mecanismos de precio mínimo garantizado (floor) que protegen al vendedor frente a las horas de precio cero o negativo.

• Venta merchant: venta directa en el mercado diario, asumiendo toda la volatilidad horaria de los precios.

• Hibridación con BESS: arbitraje mediante el desplazamiento de la energía hacia las horas con mayor precio marginal.

Conectar el perfil de generación con los ingresos esperados y el riesgo asumido resulta clave en esta elección: producir más electricidad y venderla en mejores condiciones son objetivos relacionados, pero requieren un análisis propio.

El valor de estas instalaciones dependerá de combinar generación competitiva, flexibilidad operativa y una respuesta adecuada a las necesidades eléctricas.

La generación solar a gran escala combina capacidad de crecimiento, diversificación del suministro y reducción de emisiones, con una aportación que se extiende desde el abastecimiento local hasta el conjunto del sistema eléctrico.

Los próximos avances en módulos, almacenamiento y control ampliarán estas posibilidades, siempre que las decisiones sobre emplazamiento, diseño y operación se conecten con las condiciones reales de evacuación y comercialización a lo largo de todo el proceso de desarrollo de proyectos solares.

Desarrollar activos que produzcan a un coste competitivo y respondan a las necesidades del sistema: ahí se juega el valor a largo plazo de la planta fotovoltaica para promotores, inversores y consumidores, en un mercado —el español— que sigue siendo uno de los más atractivos de Europa para la energía solar.