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El sector de las energías renovables atraviesa un momento de tensión que obliga a empresas y bancos a tomar decisiones drásticas. Las plantas solares y eólicas dejan de generar los flujos previstos, la financiación se encarece y las ventas de activos se suceden a precios que reflejan pánico más que valor real. Lo que sigue es un análisis de por qué ocurre esto y cómo reaccionan los distintos actores.
Presión financiera: refinanciaciones caras y riesgo de impago
La falta de liquidez y los vencimientos próximos han puesto al sector contra las cuerdas. Entidades financieras ofrecen ampliaciones de vencimiento con tipos que rozan el 14%. Esto alivia a corto plazo, pero convierte la deuda en un lastre mayor.
Los bancos rehúyen quedarse con parques. Prefieren aplicar quitas o vender préstamos antes que asumir la gestión de activos poco rentables. En ese escenario, la entidad con mayor exposición es Santander, que financió un volumen elevado durante la expansión renovable.
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- Refinanciaciones a tipos altos que aumentan el coste financiero.
- Bancos que evitan la propiedad directa de parques.
- Riesgo de concurso de acreedores si las ventas no compensan las pérdidas.
Ventas forzadas: activos a precios muy bajos
Ante vencimientos inminentes, muchas empresas buscan comprador para sus parques. Los demandantes exigen descuentos significativos. Según un informe de Álvarez & Marsal, los precios de operaciones han retrocedido un 30% respecto a los máximos.
Hay varios factores que deprimen el valor:
- Proyectos no operativos cuyo único activo es el slot en la red.
- Activos con ingresos variables por precios mayoristas bajos.
- Costes elevados para completar o modernizar instalaciones.
Operaciones recientes que marcan la tendencia
- Repsol vendió el 49% de su mayor cartera renovable a inversores de Abu Dabi. La transacción dejó 850 millones por 706 MW.
- Acciona logró 1.500 millones con ventas en 2025 y trabaja para colocar activos por 720 millones en España.
- Algunas filiales cotizadas estudian volver al control del grupo mediante OPA si no aparecen compradores.
Desajuste entre oferta y demanda: el mercado que castiga precios
La rápida instalación de capacidad, sobre todo fotovoltaica, ha generado una sobreoferta en horas de sol. Cuando la producción se dispara, el precio mayorista de la luz cae hasta cero o entra en negativo.
El resultado es un aumento del curtailment o vertido de energía. En algunos casos, más del 50% de la producción se desperdicia. El cuello de botella es la capacidad de evacuación de la red, que Red Eléctrica no ha podido ampliar al ritmo necesario.
Ante esto, la inversión se orienta hacia soluciones con almacenamiento o hibridación. Los proyectos aislados sin baterías sufren mayor aversión por parte de los compradores.
Modelos de ingresos: quién gana y quién pierde
No todas las plantas comparten el mismo riesgo. Existen varios modelos de ingresos en el sector:
- Activos con retribución regulada, que disfrutan de un rendimiento garantizado en el tiempo.
- Proyectos adjudicados en subasta, que cobran según la puja alcanzada en procesos públicos.
- Plantas merchant, que venden toda su energía en mercado spot.
- PPA (acuerdos a largo plazo) con compradores industriales.
Activos con retribución regulada
Algunos proyectos más antiguos se rigen por esquemas de estabilidad retributiva. Cobran una rentabilidad pactada y, por tanto, resisten mejor las caídas puntuales del mercado. Sin embargo, suelen exigir cumplir horas mínimas de inyección para recibir la compensación.
Subastas y merchant
Las plantas premiadas en subastas viven de la puja ganadora. El Gobierno intentó limitar la inyección de horas para no hundir precios, con poco efecto.
Las instalaciones merchant son las más sensibles. Venden al precio de mercado y, con precios bajos, muchas están en riesgo de quiebra.
PPA y su debilitamiento
Los PPA ofrecían estabilidad mediante contratos a largo plazo con grandes consumidores. No obstante, esos contratos también han visto caer sus precios hasta niveles similares a los de la pandemia. La contracción de ingresos complica la viabilidad financiera de quien depende de ellos.
Consecuencias para la inversión y los proyectos en desarrollo
Los nuevos préstamos para instalar más capacidad son prácticamente inexistentes. Inversores y bancos redirigen capital hacia la red y los proyectos con almacenamiento. Mientras tanto, muchos desarrollos en fase de construcción quedan paralizados o se venden por debajo del coste.
- Financiación nueva limitada a proyectos con baterías.
- Proyectos en pipeline que pierden valor o se cancelan.
- Riesgo de efecto dominó si las ventas generan pérdidas contables significativas.
La recomposición del sector dependerá de factores técnicos y regulatorios. Entre ellos están la ampliación de la red, la integración de almacenamiento y la capacidad de absorción del mercado mayorista. Sin cambios estructurales, muchas compañías seguirán buscando salida a sus activos en un mercado
