La inversión energética en España cambia de rumbo: las baterías y las redes sustituyen al boom renovable

El mercado energético español ha entrado en una nueva fase en la que el crecimiento de las energías renovables ya no es el principal factor que determina el atractivo de las inversiones. Tras una década marcada por la rápida incorporación de nueva capacidad eólica y fotovoltaica, los inversores están desplazando su interés hacia activos que permitan integrar esa electricidad en el sistema, como el almacenamiento con baterías, las redes de transporte y distribución y las infraestructuras capaces de aportar flexibilidad. El cambio responde a un escenario de mayor incertidumbre sobre los precios, una creciente congestión de la red y unos retornos más ajustados que han provocado un fuerte descenso de la actividad corporativa en el sector.

Así lo concluye el informe Spanish Energy Deal Pulse Q1 2026 Edition, elaborado por Alvarez & Marsal, que constata que el volumen de operaciones de compraventa en el mercado energético español cayó alrededor de un 30% durante 2025 respecto al año anterior, una contracción muy superior a la registrada en el conjunto de Europa, donde el descenso fue del 15%. Además, el valor agregado de las transacciones en el continente se redujo cerca de un 25%, reflejando un enfriamiento general del mercado que, en el caso español, ha sido especialmente acusado.

Capacidad del sistema eléctrico

La consultora sostiene que el problema ya no reside únicamente en la sobreoferta de generación renovable y en la consiguiente caída de los precios capturados por las plantas solares, sino en la capacidad del sistema eléctrico para integrar de forma eficiente esa producción. España dispone de una ventaja competitiva gracias al elevado peso de las renovables, que permiten generar electricidad con costes marginales muy reducidos durante muchas horas del día. Sin embargo, ese beneficio no siempre llega al consumidor final porque los costes asociados al equilibrio del sistema, los servicios de ajuste y las limitaciones de la red aumentan de forma constante. El resultado, resume el informe, es una nueva paradoja del mercado eléctrico español: producir electricidad es cada vez más barato, pero gestionarla resulta más complejo y costoso.

Ese cambio estructural está transformando también el comportamiento de los inversores. Alvarez & Marsal explica que los fondos han comenzado a alejarse de los proyectos solares en fase de desarrollo para concentrar el capital en activos que ofrecen una mayor visibilidad sobre los retornos, especialmente parques eólicos en operación y otras infraestructuras con ingresos más predecibles. Paralelamente, ha surgido un perfil de inversor más oportunista que busca posicionarse en activos fotovoltaicos con la expectativa de una recuperación futura de los precios eléctricos gracias al despliegue progresivo del almacenamiento híbrido, pero sin asumir nuevas inversiones de desarrollo.

El estudio también pone de manifiesto que la composición del mercado de fusiones y adquisiciones está cambiando. Aunque las energías renovables siguen concentrando la inmensa mayoría de las operaciones —el 85% en España frente al 83% en Europa—, el peso específico de la energía solar ha disminuido respecto a ejercicios anteriores, mientras otras tecnologías renovables comienzan a ganar protagonismo. Al mismo tiempo, España ha perdido relevancia dentro del mercado europeo de transacciones, pasando de representar históricamente alrededor del 15% de la actividad renovable a apenas el 6% de las operaciones durante el último trimestre de 2025.

El deterioro de la rentabilidad de muchos proyectos solares ha acelerado el interés por las baterías. El informe destaca que la hibridación entre plantas fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento ha dejado de ser un elemento diferenciador para convertirse en un requisito prácticamente imprescindible para garantizar la financiación de nuevos desarrollos. Tras la caída de los precios capturados por debajo de los 30 euros por megavatio hora durante 2025, las baterías se presentan como la principal herramienta para reducir la canibalización de precios, aprovechar la volatilidad intradiaria y aumentar el valor económico de la generación renovable.

Sin embargo, el almacenamiento tampoco está exento de dificultades. Aunque las solicitudes de acceso y conexión para proyectos de baterías se han disparado gracias a la mejora del marco regulatorio, Alvarez & Marsal advierte de que existe una amplia diferencia entre la capacidad solicitada y la que realmente llegará a construirse. Los problemas para obtener acceso a la red, los procesos administrativos y los plazos de ejecución siguen siendo los principales obstáculos, por lo que la rapidez para desarrollar proyectos se convertirá en uno de los principales factores de diferenciación entre promotores.

Las redes eléctricas aparecen como el otro gran ganador del nuevo ciclo inversor. La consultora considera que las infraestructuras de transporte, distribución, subestaciones e interconexiones están adquiriendo un perfil similar al de otros activos regulados, con flujos de caja más estables y menor exposición al riesgo del mercado eléctrico. La creciente congestión de la red está elevando el valor de los proyectos que cuentan con acceso asegurado, mientras penaliza aquellos desarrollos cuya evacuación resulta incierta o depende de complejos procesos administrativos.

Consecuencias económicas tangibles

El informe subraya que esa congestión ya tiene consecuencias económicas tangibles. Los costes de los servicios de ajuste del sistema alcanzaron los 3.800 millones de euros en 2025, un 43% más que el año anterior, hasta representar cerca del 19% del precio final de la electricidad. Según la consultora, este incremento evidencia el creciente desfase entre el diseño actual del mercado eléctrico y la capacidad física del sistema para absorber la elevada penetración renovable, reforzando la necesidad de acelerar las inversiones previstas en la red de transporte y distribución.

En paralelo, otras tecnologías comienzan a ganar protagonismo dentro de las estrategias de inversión. Los activos ligados al gas natural y al gas natural licuado recuperan interés como instrumentos de cobertura frente a episodios de volatilidad, aunque con un enfoque táctico y condicionado por la evolución regulatoria y del proceso de descarbonización. Asimismo, el biometano emerge como una nueva oportunidad de inversión tras la aprobación del Real Decreto-ley 7/2026, que amplía su ámbito de utilización más allá del transporte y favorece su incorporación a la industria y otros usos del gas.

Todo ello está modificando profundamente los criterios de valoración de los activos energéticos. Los compradores ya no priorizan grandes carteras de proyectos o ambiciosos planes de crecimiento, sino plataformas con activos operativos, ingresos estables, exposición limitada a las restricciones de red y soluciones de almacenamiento que permitan gestionar el riesgo derivado de la volatilidad de los precios. Los proyectos con mayores incertidumbres sobre permisos, acceso o ejecución están sufriendo un creciente descuento en sus valoraciones.

Como conclusión, Alvarez & Marsal considera que el mercado energético español no ha perdido atractivo para las inversiones, pero sí se ha vuelto mucho más selectivo. La próxima etapa ya no estará liderada por quienes desarrollen más capacidad renovable, sino por quienes sean capaces de integrarla con mayor rapidez, flexibilidad y seguridad en un sistema eléctrico cada vez más complejo. En ese nuevo escenario, las redes, las baterías y la capacidad de ejecución se perfilan como los principales motores de creación de valor para el sector energético español.