Solara4, la mayor solar de Portugal, entra en quiebra

¿Por qué quebró la mayor planta solar de Portugal?

Solara4, la mayor planta fotovoltaica de Portugal con 220 MW en Alcoutim (sur del país), entró en concurso de acreedores el 11 de junio de 2026. La sociedad propietaria, Welink Energy Portugal 2 UK, vehículo británico del desarrollador Welink Energy, quedó bajo administración tras un informe de la consultora BDO recogido por el diario portugués Expresso.

El caso de Solara4, operativa desde 2021 y compuesta por 661.500 módulos sobre unas 320 hectáreas, ilustra una concatenación de factores que terminó haciendo inviable el negocio:

Generación inferior a las previsiones: el diseño original apuntaba a unos 382 GWh anuales, una cifra que no se alcanzó.
Precios mayoristas desplomados: el operador de red portugués REN muestra que el precio ibérico cayó desde US$82,8/MWh en enero hasta un mínimo de US$12,8/MWh en febrero, antes de recuperar US$81,7/MWh en junio, según datos recogidos por pv-tech.org.
Incendios y fallos técnicos: varios incendios en los últimos doce meses, incluido el de mayo, dañaron inversores y obligaron a paradas prolongadas con costes extra de mantenimiento.
Disputa con el contratista EPC: China Triumph International Engineering (CTIEC), del grupo China National Building Material, reclama £17,2 millones (€20 millones) en un litigio ante el High Court londinense. El contrato EPC ya había sido rescindido en mayo de 2023 con una deuda discutida de unos €143 millones, según documentos del UK Companies House.

El balance de la insolvencia deja a los prestamistas Investec y Kommunalkredit Austria con una exposición de aproximadamente €64 millones, calificada como de «retorno incierto» en los registros británicos. La deuda total de la sociedad asciende a unos €66,6 millones (US$77,7 millones).

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El modelo merchant y la trampa de los precios cero

Solara4 se diseñó como uno de los primeros proyectos solares a gran escala de Portugal sin tarifa regulada, una decisión financiera que en el sector se denomina operar como merchant: vender la electricidad directamente al mercado mayorista, sin contratos PPA a largo plazo que fijen un precio.

En un mercado con poca fotovoltaica, esta apuesta puede ser rentable. Cuando toda la península ibérica suma paneles a un ritmo de 8,8 GW anuales solo en España —casi 50 GW fotovoltaicos acumulados al cierre de 2025 según Red Eléctrica—, el resultado es que las horas centrales del día se inundan de oferta solar y los precios caen hasta cero o entran en negativo. La consultora Montel contabilizó 397 horas con precios negativos en el mercado ibérico entre enero y marzo de 2026, frente a las 48 del mismo trimestre de 2025, recogidas por Bloomberg y citadas por Vozpópuli.

El círculo vicioso es claro: cuantos más paneles se conectan, menos vale la energía que producen, y los proyectos pensados para capturar un precio medio de mercado dejan de pagar la deuda con la que se construyeron.

¿Es un problema español también?

Sí, y los números lo confirman. Según un análisis de EL ESPAÑOL-Invertia de junio de 2026, en España hay tres capas de plantas solares con perfiles de riesgo muy distintos:

Plantas antiguas bajo RECORE: cuentan con retribución regulada del Estado que cubre la brecha cuando el precio mayorista baja. Están blindadas.
Plantas con PPA firmado: venden a un comprador industrial o financiero a precio fijo; sufren menos, pero cada vez cuesta más cerrar estos contratos en un mercado donde los industriales saben que el pool está por los suelos.
Plantas merchant, sobre todo las construidas con project finance en los últimos cinco años: estas son las más expuestas. Su deuda se devuelve con los ingresos del propio proyecto, y cuando el factor de captura solar cae en primavera, no generan caja suficiente para cubrir las cuotas.

Los 11 GW conectados en 2025 y los aproximadamente 6 GW adicionales esperados para 2026 son precisamente los que más riesgo acumulan, según fuentes del sector consultadas por ese medio.

¿Qué cambia para el sector solar ibérico?

El caso Solara4 reabre el debate sobre cómo se licenciaron los grandes proyectos en Portugal. En redes sociales, parte del sector vinculó la quiebra con las subastas solares portuguesas de 2019, que fijaron precios récord como €14,76/MWh. Pero Solara4 no se construyó bajo esa modalidad, fue merchant, así que esa comparación no aplica. João Galamba, exsecretario de Estado de Energía luso, rechazó esa lectura y apuntó a retrasos administrativos: un proceso de licencias híbrido (solar + eólica + baterías) que lleva abierto desde 2023 sin resolución de la Agência Portuguesa do Ambiente.

En España, el Gobierno aprobó el Real Decreto 917/2025, que reforma el régimen retributivo para que las plantas no se penalicen cuando venden a precios cero, negativos o tienen que verter por exceso de producción. Es un cambio de manual pensado para evitar que el éxito solar se coma su propia rentabilidad.

Mientras tanto, la gestión de Solara4 ha pasado de Welink Investments a Exus, que junto con Enertis evaluará las opciones para reflotar el activo y buscar un nuevo comprador. Los administradores concursales, Kirsty McMahon y Danny Dartnaill, tienen mandato hasta el 10 de junio de 2027.

¿Qué significa esto para tu startup?

La quiebra de Solara4 no es una anécdota energética: es un caso de estudio sobre riesgo de modelo de negocio bajo condiciones de mercado cambiantes. Aunque opera en otra escala, la lógica aplica a cualquier startup cuyo revenue dependa de un único canal expuesto a volatilidad:

Diversifica las fuentes de ingreso desde el diseño del producto. Una planta merchant solo vende al pool; una que firma PPAs, hibrida con baterías o vende a múltiples comercializadoras tiene colchones para los ciclos bajos. En tu startup, replicar el patrón con tres fuentes de ingreso independientes reduce el riesgo de ruptura total.
Separa la deuda de las expectativas optimistas. Los proyectos con project finance como Solara4 se endeudaron con escenarios de precios que dejaron de cumplirse cuando el mercado cambió. Para una startup, levantar deuda o financiarse con revenue-based financing exige modelar escenarios pesimistas (caída de demanda, pricing a la baja) y validar que la caja aguanta.
Atento a las señales regulatorias tempranas. Cambios como el Real Decreto 917/2025 o los retrasos de licencias ambientales en Portugal anticipan el viento a favor o en contra meses antes de que se note en los ingresos. Para founders de clima, energía o marketplaces, seguir la agenda regulatoria del mercado objetivo es tan crítico como seguir al competidor.

El sol en Iberia no va a dejar de salir, pero el dinero que deja sí puede dejar de llegar si el modelo de negocio no se adapta al ritmo al que cambia el propio mercado.