Las grandes eléctricas españolas frenan inversiones en renovables ante la drástica caída de precios

Las tres grandes eléctricas españolas están frenando inversiones millonarias en renovables ante la drástica caída de precios mayoristas de la luz y la incierta rentabilidad de los nuevos proyectos, sobre todo solares. Iberdrola, Endesa y Naturgy están poniendo el foco en las redes, con retornos más previsibles y convertidas en un cuello de botella para impulsar la electrificación y atender nuevas demandas, como los centros de datos.

La mayor prudencia con las renovables es una tendencia en un sector que en los últimos años ha atraído a numerosos fondos de inversión. En las grandes utilities españolas está plasmada en sus últimos planes estratégicos y ya cala en sus cifras de inversión. 

Iberdrola, la mayor eléctrica europea, planteó en la última actualización de su plan estratégico (en septiembre pasado) que las redes de transporte y distribución concentren el 65% de los 58.000 millones de euros que prevé invertir en el periodo 2026-28, frente al 60% del plan presentado en noviembre de 2023, que cubría el periodo 2024-2026. Las redes, actividad regulada con rentabilidades garantizadas por los gobiernos, deben aportar el 55% del beneficio bruto operativo (Ebitda) de Iberdrola en 2028, frente al 42% de 2024. El año pasado, su Ebitda ajustado del negocio de Redes se disparó un 20,5%, hasta casi 7.800 millones. El de Generación Renovable y Clientes bajó un 10,3%, hasta 7.872 millones.

La inversión de la eléctrica vasca en redes ya superó en 2024 a las renovables, hasta entonces protagonistas. El grupo, pionero en la apuesta por las energías limpias hace más de 20 años, acaba de anunciar casi 4.500 millones en inversiones hasta 2030 para reforzar las redes del estado de Bahía (Brasil). Su pico de inversión bruta orgánica en renovables fue en 2023, con más de 5.400 millones. De ahí pasó a 4.701 millones en 2024 y 4.616 millones en 2025. Hasta marzo, se mantuvo estable en 1.070 millones y 1.460 millones fueron a redes.

El vigente plan de Iberdrola prevé que Reino Unido y Estados Unidos reciban dos tercios de esa inversión total de 58.000 millones para el periodo 2024-2028. Pese a la mayor prudencia, la inversión en renovables del grupo que pilota Ignacio Sánchez Galán no va a ser testimonial. El 35% de lo previsto hasta 2028, un total de 21.000 millones, irá a proyectos de energía limpia. Pero se centrará en finalizar proyectos en construcción (75% del total) con un “enfoque selectivo en nuevas inversiones” o “conservador”, como lo definió en septiembre su consejero delegado, Pedro Azagra. 

El foco está en proyectos de eólica marina (apenas desarrollada en España) en tres mercados: EEUU (pese a las muchas trabas del Gobierno de Donald Trump a esta tecnología), Alemania y Reino Unido (8.000 millones); y, en menor medida, eólica terrestre (5.000 millones) y almacenamiento y solar (2.000 millones en ambos casos). Se trata, subrayan fuentes del grupo, de inversiones “con un alto grado de visibilidad, ya que el 75% de los proyectos están ya en construcción”.

Esta apuesta, subrayan desde el grupo vasco, “no es un cambio de rumbo, sino la ejecución de una estrategia ya anunciada: mayor peso de las redes como motor de valor y crecimiento, combinado con un desarrollo disciplinado y selectivo en renovables”.

En España, prevé unos 3.000 millones en generación renovable en el periodo 2025-2028, e instalar unos 500 megavatios (MW), hasta 32.300 MW.

En el caso de Endesa, la actualización de su plan estratégico 2026-2028 presentada en febrero también prevé disparar la inversión en redes (un 40%, hasta 5.500 millones), que concentrarán el 52% del total (10.600 millones, un 10% más). La filial de la italiana Enel, centrada en España y Portugal, contempla “inversiones selectivas en proyectos renovables y almacenamiento que aporten valor añadido”, con la incorporación de 1.900 MW de nueva capacidad renovable, el 80% en eólica y almacenamiento. Esta última pata y la repotenciación hidroeléctrica concentrarán en buena medida sus esfuerzos.

El nuevo plan prevé invertir 3.000 millones en renovables, un 20% por debajo de los 3.700 millones del anterior (2025-2027), presentado en noviembre de 2024. En él las renovables suponían el 39% del total. Ahora son el 28%. Endesa atribuye el descenso “fundamentalmente” a la compra, el año pasado, de 34 centrales hidroeléctricas a Acciona (626 MW) por unos 1.000 millones. 

Según fuentes del grupo, con el nuevo plan “la previsión es ir aumentando la cifra de inversión entre 2026 y 2028 para que se concentre de manera relevante en los dos últimos años”. La prioridad es invertir “para permitir el crecimiento de demanda, sobre todo mediante el fortalecimiento de la red, tras muchos años de fuerte apuesta por la inversión en renovables”, especialmente tras el cierre de sus centrales de carbón en la Península.

“En una futura coyuntura en la que la generación y la demanda estén más equilibradas, tendrá sentido volver a apostar aún más fuerte por la generación renovable”, añaden esas fuentes. La receta ahora es aplicar “un criterio más selectivo de inversión hasta que la nueva demanda sea una realidad, lo que previsiblemente provocará mayor estabilidad de precios en el sistema y, por tanto, mejoras de la rentabilidad de esta tecnología”, indican desde el grupo que desde abril pilota el italiano Gianni Armani.

El anterior plan de Endesa contemplaba alcanzar 13.100 MW de generación renovable en 2027. En el actual se alcanzarían 13.200 MW ya en 2028, frente a los 11.309 MW que tenía en marzo de este año. La visión 2021-2030 de Endesa contemplaba destinar más de 12.000 millones a nueva potencia solar y eólica para alcanzar 24 gigavatios (GW) renovables en 2030, lo que supondría sumar 16 GW respecto a 2020.

En el primer trimestre de 2026 la inversión del grupo en generación renovable se desplomó un 52,7%, hasta 44 millones, prácticamente un tercio respecto a los 110 millones de los primeros tres meses de 2024. Su potencia renovable se mantuvo estable tras la operación de Acciona.

En el caso de Naturgy, tercera eléctrica y primera gasista española, entre enero y marzo sus “inversiones de crecimiento” en energías limpias fueron de 72 millones, un 28,8% menos que un año antes. En 2025, las redes recibieron por primera vez en varios ejercicios más inversión (998 millones) que las renovables (771 millones), que alcanzaron su pico en 2023, con 1.730 millones, tras comprar al fondo de infraestructuras Ardian una cartera de 12 proyectos en España con 857 MW por 536 millones. 

El último plan estratégico de Naturgy, presentado en febrero de 2025, prevé invertir 6.400 millones hasta 2027 “sin incluir potenciales oportunidades de crecimiento inorgánico”. El 30% (1.920 millones) irá a renovables (a unos 640 millones anuales), con el foco puesto en España, que recibirá el 75% de la inversión, frente al 55% del plan anterior (2021-2025).

Dicho plan preveía 14.000 millones de inversión hasta 2025, de los que “aproximadamente dos tercios [unos 9.300 millones: a unos 1860 millones anuales repartidos en cinco ejercicios] se dedicarán al impulso de la generación renovable”, según anunció en julio de 2021. Suponía pasar de 5 GW renovables operativos en ese momento a “más de 14 GW” en diciembre de 2025. El grupo cerró 2025 con 8,1 GW renovables instalados (de ellos, 5,7 GW en España).

Estas cifras, subrayan fuentes cercanas al grupo que pilota Francisco Reynés, se enmarcan en un contexto energético mundial y europeo que está virando de la transición energética como objetivo primordial a otro en el que la seguridad de suministro cobra mucha importancia.

Hundimiento

En España, con las eléctricas reclamando incumplir el calendario de cierre nuclear progresivo (a partir de 2027) que pactaron con el Gobierno en 2019, la solar ha dejado de ser atractiva por el hundimiento de precios y el encarecimiento de la financiación de los proyectos. Y los ambiciosos objetivos de instalación de renovables que contempla el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para 2030 se antojan así prácticamente inviables.

Las renovables se han convertido en un factor de competitividad para la economía española y un escudo frente a la sacudida energética de la guerra en Irán. Entre enero y mayo, pese la crisis por el cierre del estrecho de Ormuz, el precio mayorista de la electricidad en España fue de unos 45 euros/MW hora, con un descenso del 23% respecto a 2025 y a años luz de los 87 euros de 2023 y los disparatados 213 euros/MWh de 2022, tras la invasión rusa de Ucrania. 

A la espera de que el Ministerio para la Transición Ecológica apruebe un real decreto para elevar los topes de inversión en las redes que podría agilizar la conexión de nueva demanda, uno de los grandes desafíos está en las numerosas horas a precios cero, o negativos, concentradas en las horas de más sol, especialmente en festivos o fines de semana, cuando hay menos consumo, que comprometen la rentabilidad de los proyectos, sobre todo solares.

En lo que va de 2026 se ha superado ya holgadamente el medio millar de horas negativas en el mercado español, fenómeno que empezó a aflorar en España en 2024. Hasta marzo fueron 397 horas en negativo, según datos de la consultora Montel. Desde abril se acumulan otras 170, según información disponible en el Operador del Mercado Ibérico de Electricidad. 

Otro reto son los denominados vertidos, renovable que se desperdicia porque no hay suficiente demanda ni capacidad para almacenarla, y en los que también influye la denominada operación reforzada (con más uso del gas), que Red Eléctrica aplica desde el histórico apagón peninsular del 28 de abril de 2025 para tener un colchón extra de seguridad, y que las eléctricas cobran aparte del denominado pool mediante el mercado conocido como de restricciones técnicas.

En 2025, según cálculos de la Fundación Renovables, el 3,11% de la electricidad de origen limpio tuvo que ser vertida al no poder integrarse en la red. En julio el porcentaje de los denominados curtailments se elevó por encima del 10%. El año pasado se desperdiciaron 5.414 GWh de electricidad generada con renovables, una cantidad de electricidad superior a la demanda anual de comunidades autónomas como Extremadura (4.982 GWh), Navarra (4.873 GWh), Cantabria (3.896 GWh) o La Rioja (1.571 GWh). 

Mientras el sector solar ve con preocupación cómo el gurú económico del PP, Alberto Nadal, amenaza con reimplantar el denominado ‘impuesto al sol’ al autoconsumo fotovoltaico, esta incierta coyuntura ha llevado a muchos grupos españoles a vender activos o carteras de renovables o sellar alianzas para compartir el riesgo. La última la anunció el jueves Repsol. Ha vendido al fondo soberano de Abu Dabi (Masdar), que también ha cerrado operaciones similares con Iberdrola y Endesa, el 49,99% de una cartera operativa de 705 MW valorada en 849 millones.