Una parte del sector de las energías renovables en España, sobre todo los proyectos puramente fotovoltaicos (es decir, no hibridados, que todavía son mayoría), atraviesa una fase de estrés financiero. Esta situación exige respuestas ágiles, tanto desde el plano corporativo y transaccional como desde el regulatorio. Este artículo ofrece una visión panorámica de las oportunidades -y de los riesgos- que acompañan a las operaciones de M&A sobre activos renovables en dificultades.
España acumula una capacidad renovable instalada que desborda con creces la demanda del sistema eléctrico. Mientras la demanda media de energía en España se ha mantenido estable en torno a los 40 GWh durante la última década, la capacidad instalada alcanza ya los 150 GW, y solo en 2025 se añadieron 9 GW de fotovoltaica, elevando el total solar a cerca de 50 GW. El plan gubernamental preveía instalar 18 GW entre 2020 y 2026; se han superado los 40 GW. El resultado: un exceso de oferta estructural que ha hundido los precios del pool. En 2026 se acumulan ya más de 600 horas con precios negativos y los capture ratios -el porcentaje del precio medio diario que perciben las plantas fotovoltaicas- han caído por debajo del 10 % en determinados meses.
El fenómeno es un problema de gestión: la producción solar se concentra en pocas horas del día en las que la demanda no absorbe toda la energía vertida a la red, lo que genera dos efectos concatenados: la canibalización de precios -cuanta más solar se vierte, menor es el precio marginal- y el curtailment o recorte de producción, que obliga al operador del sistema a limitar la generación para preservar la estabilidad de la red. Las restricciones técnicas por sobreoferta se han multiplicado, especialmente en el eje norte-sur peninsular, donde las limitaciones de la red de transporte agravan el problema.
A todo lo anterior se suma la insuficiencia de las interconexiones eléctricas con Europa, que impide exportar los excedentes de generación. Construir nuevas líneas de interconexión convertiría a España en la “granja solar de Europa”, pero otros países vecinos, con una fuerte dependencia de la energía nuclear, carecen de incentivos claros para facilitar la entrada masiva de electricidad solar ibérica.
Los proyectos financiados mediante project finance se diseñaron con hipótesis de ingresos que los precios actuales no sostienen, lo que se traduce en el incumplimiento de los ratios de cobertura del servicio de la deuda (DSCR) y en la imposibilidad de dotar las cuentas de reserva (DSRA), activando events of default o situaciones de lock-up de caja. Paralelamente, muchos IPPs acumulan deuda bancaria a corto plazo -originalmente para financiar circulante o activos ready to build- que se ha convertido en estructural.
El resultado es visible en los balances: fondos de infraestructuras están revaluando a la baja sus carteras de renovables, fondos de capital riesgo abandonan el sector o asumen pérdidas y los sponsors de proyectos ven cómo su inversión se deteriora.
Desde un enfoque jurídico, el distress se asocia a la utilización de herramientas legales de reestructuración para superar una situación de insolvencia previsible. Bajo ese prisma, aún no hay un distress generalizado, aunque ya existen casos concretos: Plenium Partners/Guzman Energía (2024), Soltec(2025), Univergy o Prodiel (2026) que han tenido que aplicar las herramientas de reestructuración más potentes.
Desde una perspectiva financiera, el descuento es al distress como la sal al agua de mar: del mismo modo que cuando hay sal en el agua, se trata de agua de mar, si hay descuento, es posible hablar de un proyecto distress. Desde esta óptica, los proyectos solares en España son ya distressed -el mercado no paga lo que pagaría en condiciones de normalidad- y lo son desde hace al menos dos años. Es cierto, no obstante que en estos dos últimos años hemos observado ciertas reticencias de los titulares de carteras a vender con los descuentos que espera el mercado.
Los datos respaldan el diagnóstico: el M&A en renovables cayó un 30% en número de operaciones y un 25% en valor en 2025; las operaciones mid cap y small cap han desaparecido y solo los fondos con deep pockets absorben carteras bien balanceadas. Se anticipa que a partir del segundo semestre de 2026 los IPPs que se han resistido a vender con descuento no tendrán más remedio que hacerlo.
En los proyectos solares, el pipeline sin almacenamiento ha perdido valor y la capacidad de almacenamiento se ha convertido en el principal factor diferencial: los proyectos con baterías transforman generación "no gestionable” en “gestionable”, arbitrando entre horas solares (precio bajo o nulo) y horas de mayor demanda. Hoy se puede alcanzar hasta un 50 % de almacenamiento, aunque el CAPEX se incrementa sustancialmente y esta es una de las claves: la necesidad de inyectar nuevo CAPEX muy por encima de las previsiones modelizadas inicialmente por los inversores.
La oportunidad concreta es adquirir con descuento plantas existentes sin almacenamiento, invertir en su hibridación con baterías y reposicionar el activo como gestionable, estabilizando sus flujos de caja.
España cuenta con un marco regulatorio que permite la hibridación desde 2020 (RDL 23/2020 y RD 1183/2020), reconociendo el almacenamiento como sujeto del sistema eléctrico. Normas posteriores -la Circular CNMC 1/2024, el RD 997/2025 y, de forma destacada, el RDL 7/2026, que crea zonas de aceleración renovable exentas de evaluación de impacto ambiental- han ido facilitando el proceso.
No obstante, persisten lagunas: falta normativa que incentive la demanda -electrificación industrial, subastas de capacidad, facilitación de centros de datos- y que aborde la ampliación y digitalización de la red de transporte. La falta de subastas de capacidad de acceso para centros de datos genera una congestión en nodos de red que bloquea proyectos de gran escala.
Los mercados de capacidad -sistemas que retribuyen a las instalaciones de generación no solo por la energía producida, sino por la disponibilidad de esa capacidad- han recibido en mayo de 2026 la aprobación de la Comisión Europea para un sistema de ayudas valorado en 9.000 millones de euros presentado por el Gobierno español. Queda pendiente la aprobación de la normativa definitiva que los desarrolle y los haga operativos para contribuir a mitigar la situación adversa que atraviesan algunos proyectos.
La primera herramienta -y la más deseable- es la renegociación contractual pura, utilizando la documentación financiera en vigor para recalendarizar vencimientos, ajustar ratios o incorporar fresh money (como sucedió con Amara Nzero y Capital Energy). Vinculada a esta vía, ganan protagonismo los Liability Management Exercises (LME): ejercicios contractuales en los que, mediante el juego de ciertas cláusulas, la posición de determinados acreedores queda estructuralmente subordinada.
La clave de muchos procesos de reestructuración es la inyección de liquidez nueva. El fresh money -financiación nueva aportada en el contexto de una reestructuración- es esencial para mantener la operatividad del proyecto y, en su caso, financiar la hibridación con almacenamiento. Junto a ello, se están explorando las titulizaciones de negocio (Whole Business Securitizations): vehículos en los que el sponsor aporta derechos de crédito presentes y futuros a un SPV que emite bonos al mercado, generando liquidez adicional sin necesidad de vender activos.
Cuando la vía contractual no basta, el ordenamiento español ofrece los planes de reestructuración, que permiten reorganizar la estructura de deuda o de capital con protecciones legales reforzadas. Se presentan en tres modalidades: planes consensuales -todas las clases prestan conformidad, son los más deseables- planes no consensuales -alguna clase es arrastrada mediante cross-class cram-down, sujetos a mayor número y más exigentes requisitos, además de una fiscalización judicial redoblada-;y planes híbridos o de toma de control, donde el inversor realiza un wipe out del equity, convierte deuda en capital (debt-for-equity swap) y asciende hasta la posición de control o de máxima seniority (uptier).
No existen recetas mágicas: el tipo de plan depende del grado de estrés y de la necesidad de financiación nueva. La experiencia europea y española desde 2020 demuestra que funcionan una vez que el equity, los acreedores -o ambos unidos- toman la iniciativa.
La venta de activos es muchas veces la medida más rápida para generar caja, pero debe protegerse frente a riesgos futuros. La primera cautela es vender a fair market value (FMV): el descuento de mercado es legítimo, pero el FMV debe poder acreditarse como tal para evitar el cuestionamiento de la operación más adelante y poner a salvo la responsabilidad de los administradores y gestores.
La segunda cautela es la Business Judgment Rule (BJR), que se traduce en establecer un procedimiento ordenado, con información suficiente, mediante la toma de decisiones en ausencia de conflicto de intereses y conforme a un asesoramiento independiente. Generar el corpus documental que soporte la BJR -valoraciones independientes, fairness opinions, actas de consejo- antes o simultáneamente a la venta del proyecto blinda la transacción frente a impugnaciones posteriores.
Un frente adicional de tensión, todavía incipiente pero creciente, es el de los Power Purchase Agreements (PPAs). Muchos contratos de compraventa de energía a largo plazo se cerraron hace tres o cuatro años con hipótesis de mercado que los precios actuales han invalidado. Los PPAs no funcionan en muchos casos por el lado del generador -que se comprometió a entregar energía a un precio que hoy resulta ruinoso en relación con sus costes- y, en otros, por el lado del offtaker corporativo, que está pagando energía a precios superiores a los del mercado spot. La renegociación de PPAs es ya una realidad cotidiana, y se están explorando fórmulas como la introducción de caps y floors o la reestructuración integral de los contratos. Los PPA pueden renegociarse y, en situaciones distress, existen herramientas para prescindir de PPA si se consideran un lastre para la viabilidad de la compañía en el corto y medio plazo.
El sector renovable español ha sobrevivido a cambios regulatorios retroactivos, a la crisis del déficit de tarifa -que llegó a acumular 30.000 millones de euros-, a la crisis financiera de 2008 y a las disrupciones de las cadenas de suministro originadas por los recientes conflictos bélicos (Ucrania e Irán). Las crisis se han ido concatenando en los últimos años y los mercados y sus protagonistas han aprendido muchas lecciones.
Durante la crisis financiera de 2009, el sector financiero español aprendió una lección que hoy resulta plenamente trasladable al ámbito de las renovables: cuando el número de empresas en dificultades supera la capacidad de respuesta de los acreedores, estos asignan “cuotas de salvamento” -solo pueden salvar a unos pocos proyectos, no a todos, y el criterio es first come, first served-. Las empresas que transparentan su problema a tiempo, lo explican adecuadamente, se asesoran y presentan un plan creíble son las que obtienen atención y reestructuran con éxito.
La lección principal es, entonces, que anticiparse es clave. Anticiparse es lo contrario a esperar pasivamente. Exige transparencia para reconocer la situación a tiempo, premura para actuar antes de que las “cuotas de salvamento" se agoten y planificación para evitar financiar la reestructuración con recursos que deberían ir destinados al crecimiento.
El distressed M&A en renovables no es un problema: es la expresión de un mercado que busca su nuevo equilibrio, y quienes lo entiendan primero serán quienes capturen las oportunidades que ya están aquí.
Redactado por: Pablo Echenique Juan Verdugo José María Barrios José Marco de DLA Piper
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