Semáforo de Viabilidad
Técnico, administrativo y financiero en una página. Para una FV: irradiación, superficie con tracker, nudo más cercano y estado, LCOE orientativo. Veredicto en 48 h.
En España la irradiación sobra. Lo que decide hoy si una FV se construye o no es el nudo, el curtailment, el PPA y la línea que falta en el modelo financiero. Eso es lo que el análisis aborda.
No proponemos paneles. Identificamos qué decide el caso de negocio y qué lo bloquea — antes de que lo haga el banco o la administración.
PVGIS por coordenadas, PR conservador 0,75–0,80, proyección P50/P90 — la diferencia que el banco mira para fijar equity.
Capacidad disponible, denegaciones recientes en BOE, ventana probable de liberación. El 83 % de los nudos están saturados — saber cuáles no, vale el proyecto.
Una planta de 50 MW con tracker ocupa 60–90 ha, no 25–35. Esto cambia el umbral de EIA ordinaria, los plazos y la conversación con el ayuntamiento.
~798 horas de precio ≤0 €/MWh en 2025, profundidad media −1,8 €/MWh. Sin PPA con floor o sin BESS, el ingreso proyectado es ficción.
Precio vs. forward, shape risk cuantificado, cláusula de curtailment event, floor, change of control. El broker cobra del comprador; el análisis es del otro lado.
CAPEX 450–600 €/kWp con benchmark mensual, LCOE 25–40 €/MWh España sur, degradación 0,4–0,5 %/año, P50 vs P90 explícito.
El catálogo filtrado por lo que aplica a FV. Cada servicio con un entregable concreto y un veredicto.
Técnico, administrativo y financiero en una página. Para una FV: irradiación, superficie con tracker, nudo más cercano y estado, LCOE orientativo. Veredicto en 48 h.
Tres niveles de viabilidad — desde el informe técnico-legal de 10–15 págs hasta el expediente de pre-factibilidad listo para inversor o administración.
FV con DIA, ATR o AAP y >12 meses sin avanzar. Identificamos el bloqueo real — caducidad, condiciones DIA, financiero, oposición vecinal — y opciones priorizadas.
Añadir almacenamiento a la FV operativa. Vía rápida del RD 1183/2020 vs. ordinaria, 3 escenarios financieros, ingresos por arbitraje + servicios de red. Independiente del fabricante.
Para inversores antes de comprar la FV. ATR, condicionantes DIA, suelo, riesgos ocultos y ajuste de precio. Sin conflicto de interés.
Análisis independiente de oferta PPA recibida. Precio vs. forward, shape risk del perfil FV, cláusulas críticas, lista de enmiendas para negociar.
Preparación técnica de la venta — RTB o Advanced Development. Lo que va a revisar el comprador, respondido de antemano. Narrativa de valor + rango razonado.
Tres o más FV. Scoring multi-criterio, ranking de inversión, allocation de capital. Qué empujar, qué pausar, qué vender.
Metodología propia de correlación BOE × REE. Ventana típica observada de 30–45 días entre la denegación BOE y la publicación oficial REE — donde el dato existe pero no está cruzado.
Boletín mensual filtrado por la cartera FV: cambios CCAA, convocatorias, normativa de acceso, jurisprudencia DIA. Solo lo que afecta.
Antes de presentar al concurso (ZTJ u ordinario). Scoring simulado, baremo aplicado, plan con las palancas que mueven puntos de verdad — no las del formulario.
Un caso anonimizado de los últimos meses — el patrón se repite.
El promotor llegó con una FV de 30 MW en Cuenca, DIA aprobada, ATR concedido. La oferta PPA en mesa: 38 €/MWh a 10 años, sin floor. La pregunta era si firmar.
"El precio estaba en mercado. La cláusula de curtailment event no."
Cruzamos el perfil de producción esperado contra las horas de precio negativo del nudo asignado en 2024–25. La cláusula del PPA excluía las horas de precio ≤0 €/MWh — el promotor asumía el curtailment económico. Impacto cuantificado: entre 7 % y 11 % de pérdida de ingresos sobre el escenario base.
El veredicto fue negociar dos enmiendas concretas: floor a 28 €/MWh y reparto 50/50 del curtailment event por debajo de cierto umbral. La revisión completa, con la lista de enmiendas, salió en 5 días hábiles.
Proyecto nuevo, permisos parados, planta operativa, o un activo en evaluación previa a la compra. Confirmamos alcance en 24 h.