Ese modelo empieza a agotarse.
El nuevo informe Spanish Energy Deal Pulse – Q1 2026 Edition, elaborado por Alvarez & Marsal, describe un cambio estructural: el valor se está desplazando desde la generación pura hacia las redes, el almacenamiento, la flexibilidad y la capacidad real de ejecutar proyectos.
España no necesita dejar de construir renovables. Necesita conseguir que la energía renovable pueda evacuarse, almacenarse y venderse en las horas en las que realmente tiene valor.
El mercado español se enfría más rápido que Europa
En 2025, el número de operaciones energéticas cayó aproximadamente un 30% en España, frente a un descenso cercano al 15% en Europa. El valor agregado de las transacciones europeas también se redujo alrededor de un 25%.
La desaceleración española está especialmente vinculada al sector solar. La fotovoltaica representaba cerca del 70% de las operaciones en 2024, pero su peso cayó aproximadamente al 52% en 2025. Además, España pasó de concentrar históricamente alrededor del 15% de la actividad renovable europea a apenas un 6% durante el último trimestre del año.
Sin embargo, sería incorrecto interpretar estos datos como el final de las renovables.
El 85% de las operaciones españolas continuó estando relacionado con generación renovable. Lo que está desapareciendo no es el interés por la energía limpia, sino la disposición a financiar indiscriminadamente cualquier proyecto renovable.
El problema ya no es producir energía barata
España dispone de una ventaja estructural: una elevada penetración renovable permite producir electricidad con costes marginales muy bajos durante muchas horas del día.
Pero esa ventaja es también el origen de una paradoja.
Cuanta más generación solar coincide en las mismas horas, menor es el precio capturado por cada planta. Durante 2025, los precios capturados por la solar descendieron por debajo de 30 €/MWh, deteriorando la rentabilidad de numerosos activos merchant.
La pregunta ya no es únicamente:
¿Cuántos MWh puede producir este activo?
Ahora el inversor necesita saber:
¿En qué horas los producirá, a qué precio, cuánto podrá evacuar y qué parte podrá desplazar hacia periodos de mayor valor?
El propio informe advierte de que los modelos financieros deben incorporar el price shape risk, y no limitarse a utilizar un precio medio anual de electricidad.
Un parque puede producir mucho y, sin embargo, destruir valor si concentra su generación en horas de precios nulos, negativos o severamente canibalizados.
Las redes se convierten en el verdadero cuello de botella
El crecimiento renovable ha avanzado más rápido que la capacidad física del sistema para absorberlo.
En 2025, los servicios de ajuste y las restricciones del sistema alcanzaron aproximadamente 3.800 millones de euros, frente a 2.700 millones en 2024. El incremento fue del 43%, y estos costes llegaron a representar cerca del 19% del precio final de la electricidad.
Esto demuestra que producir electricidad barata no garantiza disponer de un sistema eléctrico barato.
Cuando faltan redes, interconexiones, almacenamiento o capacidad de control, el sistema debe recurrir a restricciones técnicas, redispatch, generación de respaldo y servicios auxiliares.
Por eso las subestaciones, las líneas de distribución, las interconexiones y los derechos de acceso están empezando a comportarse como activos estratégicos.
Los proyectos con acceso asegurado y capacidad demostrable de evacuación reciben una prima. Los que dependen de permisos inciertos, refuerzos futuros o calendarios poco creíbles empiezan a sufrir fuertes descuentos.
En el nuevo mercado energético, un punto de conexión firme puede valer tanto como la propia planta.
BESS deja de ser un accesorio
El almacenamiento aparece como uno de los grandes beneficiarios de esta transformación.
Las baterías pueden:
Desplazar la producción solar hacia horas de mayor precio.
Reducir la exposición a la canibalización.
Gestionar la volatilidad intradiaria.
Prestar servicios de ajuste.
Mitigar restricciones de red.
Mejorar la utilización de los puntos de conexión.
Alvarez & Marsal considera que la hibridación solar más almacenamiento está dejando de ser una mejora opcional para convertirse en un facilitador de la bancabilidad de los proyectos fotovoltaicos.
Este punto es esencial.
La batería no crea valor simplemente por estar instalada. Crea valor cuando se integra dentro de una estrategia operativa capaz de decidir cuándo cargar, cuándo descargar, qué mercado priorizar y cómo preservar la vida útil del activo.
Por tanto, el verdadero activo no es solo el contenedor BESS. Es el conjunto formado por:
batería + conexión + estrategia de mercado + sistema de control + capacidad de ejecución.
No todo pipeline BESS será financiable
El entusiasmo por el almacenamiento también debe analizarse con prudencia.
El informe reconoce que existe una diferencia considerable entre la capacidad que ha solicitado acceso y la capacidad que realmente llegará a construirse. Los permisos, la conexión, los plazos de entrega y la ejecución siguen limitando el despliegue.
Esto significa que los grandes pipelines anunciados no son necesariamente activos reales.
El mercado distinguirá entre:
Proyectos con acceso y permisos avanzados.
Proyectos con una estrategia de ingresos realista.
Proyectos respaldados por equipos capaces de construir y operar.
Solicitudes especulativas que probablemente nunca llegarán a operación.
Además, existe otro riesgo que el informe apenas desarrolla: una entrada masiva de baterías podría reducir los spreads y canibalizar progresivamente algunos de los ingresos que hoy justifican su inversión.
La ventaja competitiva no estará únicamente en instalar primero, sino en operar mejor.
El inversor ya no compra crecimiento: compra certidumbre
Los criterios de valoración también están cambiando.
Los compradores priorizan activos operativos o próximos a operación, rutas claras al mercado, PPAs o estrategias merchant estructuradas, baja exposición a restricciones y soluciones de almacenamiento o flexibilidad capaces de gestionar el riesgo horario.
Los grandes pipelines sin acceso firme, sin permisos o sin capacidad demostrada de ejecución pierden valor.
El mercado está pasando de una narrativa basada en:
“Tenemos muchos gigavatios en desarrollo”
a otra mucho más exigente:
“Podemos conectar, construir, operar y convertir esos activos en flujos de caja financiables”.
La escala deja de ser suficiente. La credibilidad operativa se convierte en una ventaja competitiva.
La próxima fase del sistema energético español
La transición descrita por Alvarez & Marsal no supone sustituir renovables por baterías y redes.
Supone reconocer que las renovables aisladas ya no bastan.
La inversión se desplazará hacia activos capaces de resolver los límites físicos y económicos del sistema:
Redes y subestaciones.
Almacenamiento híbrido y stand-alone.
Sistemas avanzados de gestión energética.
Flexibilidad de la demanda.
Generación gestionable de respaldo.
Infraestructura para electrificación industrial y centros de datos.
El informe señala precisamente que las nuevas inversiones en red deberán absorber el crecimiento de la electrificación industrial, el hidrógeno verde y los centros de datos, además de facilitar la integración renovable.
Conclusión
España no ha dejado de necesitar más energía renovable.
Pero ha dejado de valorar de la misma manera cada nuevo megavatio.
La próxima fase no estará definida por quién consiga desarrollar el mayor pipeline, sino por quién pueda integrar la energía más rápido, con mayor flexibilidad y con ingresos más predecibles.
El futuro energético no será generación frente a almacenamiento. Será generación, redes, almacenamiento y control trabajando como un único sistema.
