'Alarma por ERE en las renovables': la 'joya verde' de la corona empieza a perder brillo

España lo ha apostado todo a generar energía con su sol y su aire. El plan de descarbonizar su economía y disparar su autonomía energética ha disparado tanto la creación de empleo como la creación de empresas. Las denominadas energías renovables, con la solar y la eólica a la cabeza, han duplicado su presencia desde 2018. Siete años después, la estrategia muestra señales de debilidad y se encienden todas las alarmas entre sus trabajadores.

El deterioro del mercado eléctrico, marcado por los precios cero o incluso negativos en el pool, está detrás de buena parte de los ajustes que están acometiendo compañías como BP o Galp en sus divisiones renovables. Grandes eléctricas como EDP han decidido cerrar su negocio de autoconsumo para hogares por el desplome de los precios. Recortes que han afectado a actores 'puros' de las renovables como Capital Energy o fabricantes de componentes como Siemens Gamesa. Ejemplos de grandes empresas que han decidido recalcular ruta en una crisis que, según el sector, arrancó el pasado año.

La principal patronal de este sector, APPA Renovables, apunta que en 2024 se instaló un 26% menos que en 2023 y un 45% menos que en 2022, año con máximo de megavatios de autoconsumo instalados. “Las principales causas de descenso son, en primer lugar, la normalización de los precios de la electricidad, lejanos hoy en día a los máximos vividos en 2022 por la crisis energética”, comenta Alfonso Lacave, socio responsable de M&A de Energía en PwC España. El segundo factor, según el consultor, es la ralentización en el reparto o finalización en algunos casos, de ayudas directas a la instalación mediante fondos europeos.

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“Estamos viendo a empresas que están cerrando sus divisiones de autoconsumo, total o parcialmente, ante la dificultad de firma de nuevos contratos e instalaciones, tanto a nivel residencial como industrial”, apunta Lacave. El autoconsumo era la gran solución cuando en 2021 los precios del gas empezaron a descontrolarse, con su pico en 2022 con la guerra de Ucrania. Los hogares se querían independizar del mercado. Ahora, según datos de la patronal solar UNEF, el volumen de nuevas instalaciones de autoconsumo en el primer trimestre de 2025 sigue en caída como en 2024, con un descenso del 14% en residencial, el 17% en comercial y el 20% en industrial.

Desplome de precios

El autoconsumo se ha desplomado y el desarrollo de proyectos, de momento, se ha enfriado. Una caída que afecta en el empleo aunque, todavía, es difícil de cuantificar. El precio en el mercado eléctrico está a cero o, incluso, en muchas horas, en precio negativo. La demanda de electricidad está estancada y la oferta ha seguido creciendo. Un fenómeno, que hace apenas dos años parecía coyuntural, es ahora una amenaza real para la rentabilidad de muchas plantas, especialmente aquellas que operan bajo un modelo ‘merchant’, que son variables según los precios, o que están sujetas a contratos de compraventa de energía (PPAs) con cláusulas que penalizan estos escenarios de precios bajos.

El impacto de los precios cero o negativos sobre la rentabilidad de la planta es directo

“La exposición directa al mercado hace que los precios cero o negativos tengan un impacto inmediato sobre sus ingresos”, explica Antonio Bañón, responsable del área de Energía y Derecho Público en Squire Patton Boggs. A su juicio, esta volatilidad está dificultando cada vez más “la financiación y refinanciación de activos, al aumentar la percepción de riesgo entre inversores y entidades financieras”.

Además, en el caso de los PPAs, Bañón advierte de que “el impacto de los precios cero o negativos sobre la rentabilidad de la planta es directo, ya que implica dejar de percibir ingresos en determinadas horas en las que, a pesar de que la planta está disponible y genera energía, no se produce una contraprestación económica”. Esto afecta de forma especial a las instalaciones fotovoltaicas, cuya producción coincide con las horas más propensas a registrar precios bajos.

Los inversores echan el freno

Este escenario no es favorable para unas tecnologías que, según el PNIEC, iban a recibir una inversión entre 2023 y 2030 de 113.000 millones. Los inversores ahora, lejos de dejar de invertir, son “más selectivos”, según Alfonso Lacave. “Se ha producido un fuerte aprendizaje a la hora de elegir el proyecto idóneo, buscando cuatro puntos: producción alta, coste de interconexión bajo, alto grado de madurez del desarrollo y fechas de autorización administrativa con encaje específico al inversor”, explica el socio de PwC.

Aunque las trabas administrativas para obtener los permisos definitivos amenazan incluso a proyectos ya construidos. “No son pocos los clientes que están manifestando una situación extrema con proyectos que en estos momentos están a días de tener que cumplir con el último de los hitos administrativos del RD-ley 23/2020 –la autorización administrativa de explotación– pero que por una injustificada inactividad manifiesta de la Administración se está llevando al límite la obtención de esa última autorización”, denuncia Bañón. “Estamos hablando de gigavatios que están en riesgo. Proyectos ya construidos donde la inversión está ya realizada”.

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Todos los proyectos renovables tienen ahora más riesgo, requieren esfuerzos y necesitan tiempo adicional. “Dicho lo cual, se han cerrado transacciones recurrentemente durante los últimos meses”, matiza Alfonso Lacave. Aunque esos requisitos están haciendo que grandes ‘players’ en España como Iberdrola, Endesa o Repsol busquen socios para vender sus proyectos renovables o parte de ellos.

¿Recuerda a 2008?

El término ‘burbuja de las renovables’ empieza a utilizarse y se buscan otros activos más estables como las redes eléctricas. Esta situación que se lleva viviendo entre 2023 y 2025 ha provocado su comparación con la denominada ‘burbuja inmobiliaria’ que asoló España en 2008. “Entre el año 2007 y 2009 se destruyeron un millón y medio de empleos”, el economista, José Carlos Díez. “Eso no va a pasar con las renovables porque, entre otras cosas, las renovables no son tan intensivas en mano de obra”, añade.

Aunque está claro que, en el ambiente, hay algunas similitudes y algunos empresarios que se repiten. “No tiene mucho que ver con la deuda hipotecaria, pero la burbuja de la fotovoltaica es muy parecida a la burbuja de los promotores por la especulación con el suelo”, puntualiza José Carlos Díez.

El término 'burbuja de las renovables' empieza a utilizarse y se buscan otros activos más estables como las redes eléctricas

La gran diferencia será si estas tecnologías están viviendo una situación temporal o estructural. “Esto vendrá marcado por cómo se implementen una serie de medidas que el mercado considera críticas, como son, entre otras, la simplificación de los trámites administrativos, ayudas o incentivos fiscales que compensen al consumidor final la inversión inicial a realizar y un reequilibrio entre la factura fija y variable de la luz que permita maximizar el ahorro generado por el autoconsumo”, explica Alfonso Lacave.

Un impulso, junto con la gestión de la red para que esas inversiones tengan sentido, tiene que llegar desde la Administración. Un actor que, en estos momentos, genera la principal alarma.