Las renovables sufren correcciones en sus valoraciones de hasta el 60% por los bajos precios de la energía

Los activos renovables en España están experimentando una fuerte corrección en sus valoraciones, con caídas que alcanzan hasta el 60% en algunos casos, según el informe Spanish Energy Deal Pulse elaborado por Alvarez & Marsal (A&M). El estudio atribuye este ajuste a la presión a la baja sobre los precios de la energía, provocada por un exceso de capacidad renovable, especialmente solar fotovoltaica, y una demanda eléctrica estancada.

De acuerdo con A&M, el mercado energético español atraviesa un cambio de ciclo marcado por la desaceleración de las operaciones, la volatilidad de los precios y un desequilibrio creciente entre oferta y demanda. Mientras que en el conjunto de Europa el volumen de operaciones aumentó un 27% interanual, en España descendió un 10%, aunque el valor agregado de las transacciones creció un 60%, impulsado por grandes operaciones.

El informe destaca que los proyectos en fase temprana, especialmente los denominados Ready to Build (RtB), son los más afectados por la corrección. Si entre 2021 y 2023 estos activos se valoraban entre 150.000 y 250.000 euros por megavatio (MW), actualmente su rango se ha reducido a 50.000–90.000 euros/MW.

Según A&M, esta caída refleja un aumento del riesgo percibido y la dificultad para asegurar ingresos estables, lo que ha llevado a promotores y fondos a estructurar sus modelos financieros en torno a contratos PPA y proyectos de hibridación, con el fin de mitigar la volatilidad del mercado.

La paradoja del éxito renovable

El informe atribuye esta situación al propio éxito del despliegue renovable en España. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC 2023-2030) establece un objetivo de 214 gigavatios (GW) instalados en 2030; sin embargo, la capacidad ya existente y en tramitación supera ampliamente esa cifra, con un exceso especialmente acusado en la energía solar, donde la sobreoferta podría alcanzar el 50% respecto al objetivo previsto.

Esta sobrecapacidad ha generado un fenómeno estructural de “canibalización de precios”, con episodios de valores cero o incluso negativos en el mercado mayorista. En 2024, el precio capturado por la generación solar se redujo hasta 45 euros/MWh, frente a los 58 euros/MWh del año anterior, y en 2025 cayó por debajo de los 35 euros/MWh.

A pesar del auge renovable, la demanda eléctrica se redujo un 3,7% en los últimos doce meses. A&M advierte además de un grave cuello de botella en la red de distribución: más del 80% de las subestaciones españolas han alcanzado su máxima capacidad, lo que dificulta la conexión de nuevos proyectos y limita la capacidad de respuesta del sistema ante incidencias, como el apagón ocurrido en abril.

Medidas regulatorias y perspectivas de futuro

En el ámbito regulatorio, el informe valora positivamente la Circular 1/2024 de la CNMC y la Resolución del 8 de junio de 2025, que reforman los criterios de acceso y conexión a las redes eléctricas. Asimismo, destaca el desarrollo de un marco más estable para el almacenamiento energético, basado en el Real Decreto-Ley 23/2020 y la Estrategia Nacional de Almacenamiento de 2021.

Pese a las tensiones actuales, A&M identifica nuevas oportunidades ligadas al aumento del consumo eléctrico por la digitalización y la electrificación industrial, así como al impulso del almacenamiento energético y la expansión de la red eléctrica, que movilizará 13.590 millones de euros hasta 2030.

Un ajuste “necesario” para un nuevo ciclo

Para Manuel Cortés, Managing Director de Valuations en A&M, las correcciones actuales suponen “un ajuste necesario que devuelve realismo al mercado”.

“Tras años de crecimiento acelerado, el sector necesita recalibrar expectativas y basar las decisiones de inversión en fundamentos sólidos. Este proceso, aunque exigente, sienta las bases para una recuperación más sostenible y eficiente a medio plazo”, afirmó.

Por su parte, Gabriel Valtueña, Managing Director de Infrastructure & Capital Projects en la firma, considera que el sistema se encuentra en “un punto de inflexión”, en el que la descompensación entre generación y demanda amenaza la rentabilidad de los proyectos y la estabilidad del sistema eléctrico.