La caída de valoraciones en la fotovoltaica repite un guion conocido. Quien lo entienda saldrá reforzado.

Los titulares de los últimos meses dan por enterrada a la fotovoltaica española: proyectos a cero euros, transacciones congeladas, valoraciones en caída libre… Casi todo es cierto y casi todo está incompleto. Lo que el sector atraviesa no es un hundimiento, sino una corrección más dentro de un ciclo que las renovables ya han recorrido otras veces. Y, como en cada ciclo, lo decisivo no es el titular, sino entender en qué punto del recorrido se está.

El diagnóstico, sin maquillaje

No se puede negar la situación actual. La fotovoltaica española vive su peor momento en años en términos de inversión. Los proyectos Ready-to-Build (RtB), que hace apenas dos ejercicios se valoraban por encima de los 150.000 €/MWp, con picos que superaron 200.000 €/MWp, se mueven hoy en una horquilla de entre 0 y 50.000 €/MWp (fotovoltaica sin hibridar). Tampoco los activos en operación (COD) se han librado del ajuste: desde máximos superiores al millón de euros por MWp, han corregido hasta niveles próximos a los 500.000-600.000 €/MWp. Esta tendencia se refleja también en la actividad de nTeaser, el mayor marketplace de compra y venta de activos renovables a nivel europeo. A ello se añade una brecha persistente entre el precio que pide el vendedor y el que ofrece el comprador, que mantiene el volumen de operaciones por debajo de lo habitual.

Las cifras, sin embargo, cobran otro sentido al situarlas en perspectiva. Antes de que la guerra de Ucrania disparara los precios de la energía y, con ellos, las valoraciones, un proyecto RtB se transaccionaba en torno a los 70.000–90.000 €/MWp. Buena parte de lo que hoy se describe como derrumbe es, en realidad, un regreso a los niveles previos a una burbuja excepcional. El periodo 2021–2023 fue la anomalía; lo que se observa ahora se parece mucho más a la normalidad del sector y se acerca mucho más a una rentabilidad razonable en relación al coste real del desarrollo.

No es la primera vez que el sector corrige

La historia de las renovables en España está marcada por ciclos de auge y corrección, determinados más por la regulación que por la propia tecnología. El boom de 2007–2008 situó al país como referente mundial de la solar. La reforma eléctrica de 2013, con sus recortes retroactivos, congeló el mercado de un día para otro y abrió un parón de cinco años: actividad transaccional mínima, financiación bloqueada y un clima de desconfianza que costó años revertir. Muchos profesionales hicieron las maletas —no pocos acabaron desarrollando proyectos en México y otros mercados latinoamericanos— y bastantes empresas cerraron.

Con la perspectiva del tiempo, la lectura resulta incómoda pero clara: aquel momento de máximo pesimismo fue, en realidad, el mejor para comprar y desarrollar. Quien apostó por la tecnología cuando casi nadie quería oír hablar de ella fue precisamente quien capturó después todo lo bueno del ciclo siguiente, incluido el extraordinario 2022. No es casualidad: en renovables, las mayores rentabilidades se construyen entrando cuando los demás salen.

Una transición que no admite marcha atrás

La diferencia de fondo respecto a cualquier otro mercado es que, por mucho que corrijan los precios de los activos, la dirección estructural no está en discusión. La transición energética es imparable por una razón elemental: España y Europa van a necesitar más energía y más verde, no menos.

El momento actual se resume en una paradoja. En una misma jornada, el precio de la electricidad puede situarse en 0 €/MWh durante las horas solares y superar los 100 €/MWh pocas horas después. El recurso está; lo que falta es desplazar esa generación de la hora barata a la hora cara. Y eso se consigue con almacenamiento. De hecho, en nTeaser estamos comercializando actualmente más de 2 GW de proyectos de almacenamiento en distintas fases de desarrollo, una muestra clara del fuerte interés que está despertando este segmento entre promotores e inversores. Las baterías ya están aquí: es cuestión de un par de años, que el grueso de los proyectos entre en operación y empiece a aplanar la curva, capturando valor donde hoy se desperdicia. El apagón de la primavera de 2025 reforzó esa idea hasta convertir el almacenamiento en infraestructura estratégica, y no en un mero complemento.

El segundo motor responde a una ley básica de oferta y demanda: si la energía está muy barata, la demanda termina llegando sola. Centros de datos, electrificación de la industria, vehículo eléctrico, hidrógeno verde… todos esos consumos buscan, por definición, electricidad abundante y barata, y España dispone precisamente de eso. El interés existe y seguirá creciendo.

El matiz, y es importante, es el tiempo. La generación se instala en años; la demanda no se enciende en un instante. Tardará tres, cuatro o cinco años en desarrollarse por completo. Entre el exceso de oferta de hoy y la demanda que llegará se abre, por tanto, un desfase temporal. En ese intervalo es donde se sufre, donde los precios aprietan y donde algunos proyectos no llegan a término. Pero un desfase no es un destino: es una travesía con fecha de salida.

Conviene recordar, además, algo que el ruido sobre los precios tiende a tapar: un punto de conexión tiene valor, y lo tiene de forma permanente. La energía barata de hoy no anula el activo subyacente. Un buen punto de conexión, bien ubicado, sigue siendo un recurso escaso y duradero, por deprimido que esté el mercado eléctrico en este tramo concreto del ciclo.

Qué hacer en este punto del ciclo

La respuesta es doble, y deliberadamente poco complaciente.

Para quien pueda permitírselo, la lógica es la de cualquier mercado: comprar barato y vender caro. Ahora está barato. Por eso, lejos de la parálisis que sugieren algunos titulares, en nTeaser ya se observa a varios inversores comprando, fondos e IPPs con músculo financiero capaces de leer el ciclo, y a otros tantos esperando, atentos a un eventual ajuste adicional antes de entrar. No es casualidad que sea capital disciplinado, con criterios de análisis estrictos, el que se está posicionando. Son quienes recuerdan lo que ocurrió la última vez que el sector tocó fondo. Desde nTeaser observamos cómo muchos de estos inversores buscan, y encuentran, activos con agilidad en la plataforma.

Para quien no pueda aguantar, el mensaje es el contrario y resulta igual de relevante: si no se está en condiciones de sostener un activo al menos cinco años, lo sensato es vender ya y no esperar más. Lo que de verdad bloquea las transacciones es la avaricia: la insistencia en cobrar hoy el precio de 2022 o 2023. Y todo apunta a que esa misma avaricia será la que termine arrastrando a más de una empresa en los próximos años. Vender bien y a tiempo no es rendirse; es gestionar el riesgo con la cabeza fría.

España sigue siendo un mercado privilegiado para las renovables, y no ha dejado de serlo por una corrección de precios que, vista con perspectiva, era tan abrupta como necesaria. Los fundamentos de largo plazo no han cambiado: el sol está donde estaba, la demanda llegará y el almacenamiento ya está en camino. Lo que cambia es quién recogerá los frutos del próximo ciclo. Como en 2013, la respuesta volverá a ser la misma: quienes hoy sean capaces de mirar más allá del titular.

Escribe: Carmen Izquierdo Serrano, CEO y cofundadora de nTeaser, el mayor marketplace digital de M&A de energías renovables e infraestructura de Europa.