La crisis de las renovables empuja a la banca a una carrera por deshacerse de la deuda del sector

Los bancos españoles que financiaron la expansión fotovoltaica quieren ahora quitarse de encima parte de esa deuda. Según fuentes del sector financiero citadas por ABC, las entidades ven demasiado pasivo acumulado en el sector, a plazos muy largos y con un retorno difícil a corto plazo, de modo que han empezado a buscar inversores a quienes colocárselo.

La banca no ha sido una espectadora en el boom solar. La mayoría de los proyectos renovables se han financiado con deuda bancaria, y no solo con capital riesgo, que pone dinero esperando un retorno y luego vender su participación más cara. Los bancos han entrado en distintas fases de los proyectos: la planificación, la construcción y la puesta en funcionamiento.

Durante un tiempo, la respuesta a los problemas de rentabilidad fue alargar, refinanciar y reestructurar. Manuel Roca, socio fundador de NK5, firma especializada en reestructuraciones, explica que la deuda de circulante se vuelve estructural cuando se estiran tanto los plazos. En compañías con respaldo de activos y expectativas de retorno, los plazos se amplían a 5-7 años, para intentar cristalizar el valor aunque sea a largo plazo. Pero muchos proyectos carecen de activos suficientes o de contratos que garanticen ingresos. Roca confirma que las entidades empujan al mercado: buscan inversores para que vuelva algo de inversión a las compañías y evalúan mercados secundarios para colocar su deuda. También se producen quitas en proyectos que pueden ser viables.

La patronal solar UNEF avisó en septiembre de que las dificultades financieras en las plantas ya instaladas son cada vez más notables. Calcula que unos 10 GW afrontan problemas para pagar los intereses de la deuda contraída en los últimos años. Por eso pide al Instituto de Crédito Oficial (ICO) una línea de avales de 945 millones de euros, a razón de 315 millones anuales durante tres años, para proyectos con problemas de liquidez. Argumenta que la situación nace del cambio en las condiciones del mercado y de la expectativa de que la demanda eléctrica se recupere a medio plazo.

El origen del problema tiene nombre: los «precios cero». En ciertas horas hay tanta generación disponible frente a la demanda que el mercado mayorista fija un precio de cero euros por megavatio hora, o incluso negativo donde está permitido. Desde el entorno de los promotores insisten en que la solar sigue siendo competitiva y que producir con el sol conserva su valor. Pero las horas solares ya no son necesariamente las de mayor valor, y una planta puede generar mucho y facturar poco. Es la llamada canibalización de precios: la nueva capacidad que entra a la vez deprime el precio en las mismas horas en que todas las plantas venden.

El efecto llega a la financiación. Con ingresos futuros menos previsibles, los bancos exigen más garantías, más capital propio, coberturas de precio o contratos de compraventa de electricidad a largo plazo (PPA). Los proyectos que venden toda su producción al mercado quedan más expuestos que los que tienen ingresos contratados o mecanismos de estabilización.

Las cifras de UNEF lo muestran: el precio capturado por los promotores solares bajó cerca de un 14% entre 2024 y 2025, y otro 18% entre la media de 2025 y el primer semestre de 2026, un descenso acumulado de aproximadamente el 30%. El sector estima unas 800 horas con precios medios horarios iguales o inferiores a cero en el mercado diario en 2025. Un estudio de Fedea de esta primavera calculó para 2025 un precio medio del mercado diario de 65,28 €/MWh, frente a 35,75 €/MWh capturados por la fotovoltaica.

En el sector nadie discute que el modelo debe cambiar: almacenamiento, flexibilidad de la demanda, hibridación, contratos mejor estructurados y nuevos usos industriales podrían aprovechar la electricidad de bajo valor en horas más rentables. Sin medidas, el panorama no apunta a mejorar a corto plazo, y habrá que ver si el ICO responde a la petición de avales.