Mientras Europa vuelve a mirar con miedo al gas y el petróleo regresa a la zona de los 100 dólares, hay una idea que vuelve a aparecer en el mercado. ¿Y si las renovables se dieron por amortizadas demasiado pronto? Venían de dos años complicados. Primero por la subida de tipos de 2022 y 2023. Después por unos precios eléctricos más flojos y por un exceso de oferta que enfrió el interés inversor, con caídas del precio mayorista en Europa de hasta un 40% en 2023.
Ahora el contexto es distinto. La guerra en Oriente Medio ha devuelto el foco a una cuestión mucho más básica. De dónde sale la energía y cuánto cuesta depender de que llegue de fuera.
Europa vuelve a comprobar que su exposición exterior sigue siendo una variable clave cuando el suministro se tensa y los precios se disparan.
Actualmente, la Unión Europea importa más del 55% de la energía que consume, y en el caso del gas esa dependencia sigue siendo estructural, según datos de la Comisión Europea (CE) y la Agencia Internacional de la Energía (AIE).
Ese impacto no es igual en todos los países. Los sistemas más dependientes del gas están absorbiendo mayor presión que aquellos con más generación doméstica. En mercados donde el gas marca el precio marginal, como Alemania o Italia, la volatilidad sigue siendo elevada. En Alemania, el gas sigue fijando el precio eléctrico en más del 40% de las horas, según la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER).
Por el contrario, en España ese peso es menor por el mayor despliegue de energías verdes, y el país ya genera más del 50% de su electricidad con las energías alternativas, lo que reduce la exposición a shocks externos de precios.
Con ese telón de fondo, la lectura en bolsa también cambia. El análisis ya no se limita al coste de financiar nuevos proyectos o a la comparación con el mejor comportamiento del petróleo en el corto plazo. Empieza a incorporar otra variable. Qué compañías operan en sistemas con menor exposición al gas, cuáles tienen capacidad de gestionar la producción y cuáles pueden capturar el aumento de la demanda eléctrica que, según la AIE, podría crecer entre un 30% y un 60% hasta 2030 impulsada por electrificación, centros de datos e industria.
En España, ese cambio de contexto ya se está trasladando a las renovables cotizadas, pero no de forma homogénea. Solaria sube un 25% en el año y Grenergy se acerca al 31%. Acciona Energía pierde alrededor de un 7% y Audax Renovables cae cerca de un 5%.
La bolsa separa a las renovables
La primera línea de esa separación pasa por el tipo de activo. Solaria ha ampliado su exposición al almacenamiento y ha obtenido autorizaciones ambientales para 480 MWh adicionales de baterías en España. Ese desarrollo se suma a su cartera de generación y la sitúa en una parte del sistema que gana peso a medida que aumenta la producción renovable y crece la necesidad de gestionar la energía. El almacenamiento es uno de los segmentos con mayor crecimiento esperado, con capacidad global que podría multiplicarse por más de seis veces hasta 2030 según la AIE.
Grenergy figura también entre los valores con mejor comportamiento del año. Su evolución coincide con el interés del mercado por compañías con presencia en electrificación, desarrollo de nueva capacidad y mercados con aumento de demanda eléctrica. Latinoamérica, donde el grupo tiene presencia, presenta crecimientos de demanda eléctrica superiores al 3%-4% anual, muy por encima de Europa.
En el lado contrario, Acciona Energía ha trasladado al mercado un ajuste financiero relevante. El recorte del dividendo en un 93%, las desinversiones previstas por unos 2.000 millones en 2026 y la reducción de la inversión han reorientado el análisis hacia la estructura de balance.
Ese mismo criterio se mantiene al ampliar el foco hacia las grandes energéticas. Iberdrola ha anunciado un plan de inversión de 58.000 millones de euros hasta 2028, con 37.000 millones destinados a redes. Endesa prevé 10.600 millones entre 2026 y 2028, de los que 5.500 millones irán a distribución. A nivel europeo, más del 60% de la inversión energética prevista hasta 2030 se destinará a redes e infraestructuras eléctricas, según la CE.
Defensa energética
Ese cambio de prioridades también se está trasladando al plano institucional. La Comisión Europea ha planteado en las últimas semanas nuevos requisitos de contenido europeo y baja huella de carbono para sectores como solar, eólica, baterías, hidrógeno o nuclear.
El objetivo es reforzar la producción energética dentro de la Unión y reducir la dependencia de proveedores externos en un contexto de mayor tensión geopolítica. Medidas que se enmarcan en el Net-Zero Industry Act, que busca que al menos el 40% de las tecnologías limpias se produzcan dentro de la UE.
El diagnóstico de fondo coincide con el que trasladó esta semana el responsable climático de Naciones Unidas durante la Cumbre sobre Crecimiento Verde en Bruselas. Europa sigue siendo una de las grandes economías más dependientes de las importaciones de combustibles fósiles. Esa dependencia tiene un coste directo sobre la economía y la industria cuando los precios se disparan. En 2024, ese impacto superó los 420.000 millones de euros.
El escenario actual refuerza esa lectura. La subida del petróleo y del gas vinculada a la guerra en Oriente Medio reproduce un patrón ya visto en 2022. La exposición a mercados exteriores introduce volatilidad en precios, presión sobre los costes industriales y menor previsibilidad para empresas y hogares. En episodios de tensión, el precio del gas en Europa puede multiplicarse por más de tres veces en cuestión de meses, como ocurrió entre 2021 y 2022.
A su vez, el refuerzo del gasto en defensa ha mostrado cómo los cambios geopolíticos pueden trasladarse rápidamente a las prioridades de inversión. La energía empieza a integrarse en ese mismo marco. La seguridad de suministro pasa a formar parte de la planificación económica junto a la seguridad militar. La propia CE ya define la energía como un elemento central de autonomía estratégica, al mismo nivel que la defensa o la tecnología.