Las renovables resisten pese al pinchazo de la solar y los fondos oportunistas se impacientan

«No vemos a la gente muy desesperada». Es una frase que resuena entre los fondos oportunistas (también llamados distressed funds). Los precios bajos —incluso negativos— de la solar, la demanda de refinanciaciones de proyectos, el cerrojazo de la banca comercial y las severas condiciones de la banca de deuda sugerían un escenario desolador para los inversores de plantas fotovoltaicas que, de momento, no se está dando. En el entorno de los fondos oportunistas están sorprendidos porque creían que iba a haber ventas «a lo loco» y que iba a haber una «gran explosión» de los distressed funds. Pero los inversores de los proyectos están resistiendo.

Los fondos oportunistas son aquellos que aprovechan momentos de debilidad en el mercado para hacerse con proyectos fotovoltaicos (que no suelen ser los mejores del portfolio de una empresa) y que más tarde pueden vender cuando el mercado está al alza. Los bajos precios afectan principalmente al músculo de ingreso de estos proyectos, los PPA: contratos a medio o largo plazo de suministro de energía. Fuentes financieras apuntan a que este año lo que va a haber son «novaciones», que no son refinanciaciones, sino que implican el cambio de algunas condiciones de los contratos, ya sea el plazo, la subida de tipos y establecer un tramo adicional preautorizado de baterías, entre otros.

Pese a que algunos proyectos resisten, otros (que suelen estar enfocados solo en el desarrollo de la planta fotovoltaica, sin más servicios), no están logrando en cambio financiación de los bancos (ni comerciales ni de deuda). Una situación que les obliga a deshacerse de sus proyectos que están más cercanos a las fechas de los hitos administrativos y que, si no los cumplen, les pueden ejecutar los avales. Por otro lado, las mismas fuentes remarcan cómo el megavatio en la fotovoltaica ha pasado en pocos años de 200.000 euros a 12.000 euros en algunos proyectos.

Fuentes financieras señalan que hay muchos inversores que no pueden seguir con los precios tan bajos y que necesitan acometer un capex (inversión de capital) en su proyecto para el desarrollo de las baterías. El problema es que la banca tradicional no se fía de esta nueva tecnología, lo que obliga a estos a acudir a financiación más novedosa, los fondos de deuda, que son mucho más caros, y que están ocupando el hueco que ha dejado la banca comercial, aunque muchos inversores no logran tener esa solvencia económica mínima en sus fondos propios para lograr la financiación de este tipo de bancos.

La renegociación de contratos

Entre 2020 y 2022 ha habido problemas con los PPA. Los precios, sobre todo los negativos, están beneficiando mucho a una contraparte y perjudicando a la otra. Normalmente, se opta por renegociar los PPA, que nunca han sido un contrato equilibrado. Y un motivo para mantener el PPA es hacerlo mixto (fotovoltaica o eólica con batería). «A nadie le interesa tener un PPA obsoleto, que son aquellos que solo tienen fotovoltaica. Los compradores (o también llamados offtakers) pueden ver la oportunidad de renegociar el PPA con la hibridación. Al final, interesa tener PPAs vigentes adaptados a la realidad de la hibridación», aseguran fuentes de mercado.

No obstante, sí se han producido casos en los que algunos promotores han optado por rescindir PPAs, generalmente fondos que controlan plantas fotovoltaicas y están dispuestos a asumir penalizaciones de varios millones de euros. Este tipo de situaciones suele darse cuando existe un fuerte incentivo económico para abandonar el contrato, por ejemplo, por expectativas de mayores pérdidas si se continúa con el contrato o por impedimentos para incorporar baterías al proyecto.

En la práctica, cuando un inversor necesita renegociar un project finance —la estructura de financiación bancaria utilizada para construir un parque renovable—, las entidades financieras no suelen aceptar una ruptura unilateral del PPA sin más. Lo habitual es que los bancos exijan a las partes alcanzar un acuerdo, ya que actualmente existe muy poco apetito para financiar proyectos merchant, es decir, instalaciones que venden la electricidad directamente al mercado sin un precio asegurado a largo plazo.

Por último, hace unas semanas, la consultora Alvarez & Marsal (A&M) aseguró en un informe que «el volumen de operaciones energéticas (de fusiones y adquisiciones) 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%.

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.