Fotomontaje de un parque fotovoltaico con un letrero de SE VENDE.
El mercado de las renovables, de capa caída: la fotovoltaica no se vende y la inversión mira a la hidráulica como valor seguro
Ganan atractivo los activos con acceso asegurado a red, capacidad de evacuación probada y menor riesgo de vertido.
Más información: La ‘canibalización’ de la solar se extiende en Europa y en España se rebaja al mínimo histórico la compra privada de energía
No se venden los proyectos fotovoltaicos porque los promotores los valoran muy por encima de lo que los compradores están dispuestos a pagar. Esta es una de las conclusiones del informe Alvarez & Marsal (A&M), firma global líder en servicios profesionales.
Según el Spanish Energy Deal Pulse FY2025, el mercado español de fusiones y adquisiciones en el sector energético durante 2025 y los primeros meses de 2026 está de capa caída, los inversores buscan valores rentables con retorno asegurado y por eso, no se venden proyectos solares pero se dispara el interés en centrales hidroeléctricas con bombeo.
"El mercado energético español ha entrado en una nueva fase, en la que la electricidad es cada vez más barata de producir, pero más compleja y costosa de gestionar", señala Manuel Cortés, Managing Director de Valuations de A&M.
Tras una década de rápido despliegue renovable, el reto ya no pasa solo por incorporar nueva generación, sino por integrarla de forma eficiente en el sistema. En este contexto, la actividad transaccional se ha visto afectada por la incertidumbre sobre precios, la presión sobre la rentabilidad y las crecientes limitaciones de red.
Según A&M, el volumen de operaciones energéticas en España cayó alrededor de un 30% interanual en 2025, frente al descenso aproximado del 15% registrado en Europa, donde el valor agregado de las operaciones también retrocedió cerca de un 25%.
Esta evolución confirma la desaceleración del mercado y una mayor selectividad inversora, con foco en activos con más visibilidad de ingresos, menor exposición a precios de mercado y mayor certidumbre de ejecución.
Las baterías, en el foco
Pese a la caída, las renovables siguieron siendo el eje del M&A energético, con el 85% de las operaciones en España frente al 83% en Europa. No obstante, el mix tecnológico cambió de forma relevante.
La solar pasó de concentrar cerca del 70% del volumen total de operaciones en España en 2024 a alrededor del 52% en 2025, mientras que otros segmentos renovables elevaron su peso hasta cerca del 15% del total.
Durante 2025, los precios capturados por la generación solar se situaron por debajo de los 30 euros/MWh, lo que ha acelerado el interés por soluciones de almacenamiento.
En este contexto, la hibridación, especialmente solar más baterías, está dejando de ser una opción adicional para convertirse en un requisito clave para la capacidad de financiación de muchos desarrollos.
Cortés también señaló que "el mercado español no ha perdido atractivo para la inversión en renovables. Lo que ha cambiado es que los inversores son hoy mucho más selectivos. La creación de valor dependerá cada vez menos de la escala y más de la capacidad de integrar, evacuar y monetizar la energía de forma eficiente."
Aun así, el informe destaca que España mantiene una ventaja estructural frente a otros mercados europeos por su elevada penetración renovable, que permite generar electricidad a costes marginales muy bajos durante buena parte del día. Sin embargo, esta ventaja no siempre se traslada al precio final de la electricidad.
Alvarez & Marsal apunta a una paradoja creciente: la electricidad es cada vez más barata de producir, pero más compleja y costosa de gestionar.
La intermitencia renovable, la volatilidad intradiaria, la canibalización de precios, las restricciones técnicas y las necesidades de balance ganan peso como factores clave para la rentabilidad de los activos.
Las redes, cuello de botella
Uno de los elementos centrales del informe es el creciente peso de las infraestructuras de red, que A&M identifica como un cuello de botella cada vez más relevante para el sector energético.
El aumento de la congestión y de las restricciones técnicas está elevando los costes del sistema.
Según el informe, los servicios de ajuste alcanzaron los 3.800 millones de euros en 2025, frente a los 2.700 millones de 2024, un 43% más, y ya representan cerca del 19% del precio final de la electricidad.
Esta situación está modificando las prioridades de los inversores: ganan atractivo los activos con acceso asegurado a red, capacidad de evacuación probada y menor riesgo de vertido, mientras que los proyectos con plazos inciertos o alta exposición a cuellos de botella sufren mayor presión en valoración.
En este contexto, la planificación eléctrica 2025-2030 será clave para desbloquear capacidad adicional e integrar nueva demanda, como electrificación industrial, hidrógeno verde y centros de datos.
Nuevas oportunidades de inversión
En este nuevo escenario, A&M identifica varias áreas de oportunidad para el capital inversor. El almacenamiento en baterías se perfila como una de las más relevantes, por su capacidad para mitigar la canibalización de precios, gestionar la volatilidad intradiaria y aliviar restricciones del sistema.
Sin embargo, el informe advierte de que sigue existiendo una brecha significativa entre la capacidad solicitada y la realmente desplegada. Por ello, los inversores priorizan cada vez más operadores con acceso a red, capacidad de ejecución y estrategias creíbles de despliegue.
También ganan protagonismo las infraestructuras vinculadas a redes, subestaciones, interconexiones y negocios regulados o cuasi regulados, por su perfil de ingresos más estable y menor exposición al riesgo de mercado.
Además, los activos de gas y GNL (gas natural licuado) han recuperado interés táctico como cobertura ante episodios de volatilidad.
El biometano aparece igualmente como una oportunidad emergente, impulsado por desarrollos regulatorios que amplían su potencial más allá del transporte hacia usos industriales, edificios y consumo gasista.
A&M lo considera, además, una solución de infraestructura circular vinculada a la gestión de residuos, el desarrollo rural y la descarbonización.
Mucho no es lo mejor
El informe concluye que la valoración de activos energéticos en España está atravesando un proceso de normalización.
La escala o el tamaño del pipeline ya no son suficientes para sostener valoraciones elevadas.
Los compradores exigen ahora más activos operativos o próximos a operación, rutas claras de comercialización, PPAs o estrategias merchant bien estructuradas, menor exposición a restricciones de red y una integración creíble de almacenamiento o flexibilidad.
A&M señala que la brecha de valoración entre compradores y vendedores se ha ampliado durante 2025, no solo por una desconexión temporal de expectativas, sino por una reevaluación más profunda del riesgo.
Los inversores incorporan ya variables como el riesgo de captura de precios, el riesgo de vertido, la certidumbre de evacuación, los costes del sistema y la capacidad real de ejecución.
La próxima fase del mercado energético español no estará definida por quién instale más megavatios, sino por quién sea capaz de convertir esa capacidad en flujos de caja estables y financiables.
