El mercado energético español ha entrado en una nueva etapa marcada por una mayor selectividad inversora, menor actividad transaccional y un creciente protagonismo de las redes y el almacenamiento. Así lo concluye el informe Spanish Energy Deal Pulse FY2025, elaborado por Alvarez & Marsal, que analiza la evolución del mercado de fusiones y adquisiciones (M&A) energético en España durante 2025 y los primeros meses de 2026.

Según el informe, 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%. Para la firma, esta evolución refleja una desaceleración del mercado y una mayor prudencia por parte de los inversores, que ahora priorizan activos con más visibilidad de ingresos, menor exposición al riesgo merchant y mayor certidumbre de ejecución.

La integración renovable gana peso frente al crecimiento de capacidad

Pese a la caída de la actividad, las renovables siguieron concentrando la mayor parte de las operaciones, con el 85% del total en España, aunque el mix tecnológico experimentó cambios relevantes. La solar redujo su peso desde cerca del 70% del volumen de operaciones en 2024 hasta alrededor del 52% en 2025, mientras que otras tecnologías renovables elevaron su participación hasta aproximadamente el 15%.

El informe señala que España mantiene una ventaja estructural frente a otros mercados europeos gracias a su elevada penetración renovable, capaz de generar electricidad a costes marginales muy bajos durante buena parte del día. Sin embargo, advierte de 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”, apunta A&M en el documento.

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 entre plantas solares y baterías comienza a consolidarse como un requisito clave para la financiación de nuevos desarrollos renovables.

Manuel Cortés, Managing Director de Valuations en Alvarez & Marsal, señaló: “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”.

Otro de los puntos centrales del informe es el creciente peso de las infraestructuras de red, identificadas como uno de los principales cuellos de botella del sistema energético español. El aumento de la congestión y de las restricciones técnicas está elevando los costes del sistema, hasta el punto de que los servicios de ajuste alcanzaron los 3.800 millones de euros en 2025, frente a los 2.700 millones registrados un año antes, un incremento del 43%. Según A&M, estos costes representan ya cerca del 19% del precio final de la electricidad.

Redes y almacenamiento, claves en el nuevo ciclo energético

En este escenario, los inversores están priorizando activos con acceso asegurado a red, capacidad de evacuación probada y menor riesgo de vertido, mientras que los proyectos con plazos inciertos o elevada exposición a cuellos de botella afrontan una mayor presión sobre sus valoraciones.

El informe también identifica nuevas áreas de oportunidad para el capital inversor. Entre ellas destacan el almacenamiento en baterías, las infraestructuras de red, las subestaciones y el biometano. Este último gana relevancia impulsado por desarrollos regulatorios que amplían su potencial más allá del transporte hacia aplicaciones industriales y consumo gasista.

Además, A&M destaca que el mercado energético español atraviesa un proceso de normalización de valoraciones. La escala o el tamaño del pipeline ya no son suficientes para sostener múltiplos elevados y los compradores exigen ahora activos operativos o próximos a operación, PPAs sólidos, estrategias merchant estructuradas y soluciones creíbles de almacenamiento y flexibilidad.

“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”, concluye el informe.