Mercado Secundario de Plantas Solares: Cómo Valorar y Vender Activos Fotovoltaicos en España

Introducción

El mercado secundario de activos fotovoltaicos en España ha experimentado un crecimiento explosivo desde 2020. Si en 2015-2018 apenas se cerraban 200-300 M€ anuales en transacciones de plantas operativas, en 2025 el volumen superó los 3.500 M€, con más de 4 GW de capacidad cambiando de manos.

¿Por qué este boom? Varios factores convergen:

1. Madurez del mercado: Miles de plantas con > 5 años de historial operativo (datos fiables para valoración)
2. Fondos de infraestructura: Capital internacional busca activos de bajo riesgo con retornos del 7-10%
3. Desarrolladores profesionalizados: Modelo de negocio “build-to-sell” (construir y vender al COD)
4. Presión de refinanciación: Plantas financiadas en 2018-2020 con deuda cara buscan refinanciar o vender

Para un asset manager, entender cómo se valoran y negocian estas transacciones es crítico tanto si eres vendedor (maximizar precio) como comprador (evitar sobrepagar). En este artículo, desglosaremos los múltiplos de valoración estándar, los factores que añaden o restan valor, el proceso típico de M&A, y las tendencias de precios en 2025-2026.

1. Fundamentos de valoración de activos fotovoltaicos

Métodos de valoración

Método	Descripción	Uso Principal
DCF (Discounted Cash Flow)	Proyección de flujos de caja futuros descontados	Valoración técnica (bancos, fondos)
Múltiplo de EBITDA	Enterprise Value / EBITDA	Comparación rápida mercado
€/MWp instalado	Enterprise Value / Potencia instalada	Benchmark por tecnología/zona
Múltiplo de ingresos	Enterprise Value / Ingresos anuales	Menos usado (no refleja rentabilidad)

En la práctica, los deals se negocian en múltiplos de EBITDA, pero se validan con DCF.

Fórmula de Enterprise Value (EV)

$\text{EV} = \text{Equity Value} + \text{Deuda Neta} - \text{Caja}$

Ejemplo:

• Precio de compra de acciones (equity): 15 M€
• Deuda existente: 8 M€
• Caja en balance: 0,5 M€
• EV = 15 + 8 - 0,5 = 22,5 M€

Importante: Las transacciones se negocian en términos de EV (el comprador asume la deuda).

2. Múltiplos de EBITDA en España (2025-2026)

Rango por tipo de activo

Tipo de Activo	EBITDA Múltiplo (EV/EBITDA)	Comentario
Merchant (sin PPA)	6,0 - 8,0x	Exposición a volatilidad de mercado
PPA corto plazo (< 5 años)	7,0 - 9,0x	Estabilidad limitada
PPA medio plazo (5-10 años)	8,5 - 11,0x	Estándar del mercado
PPA largo plazo (> 10 años)	10,0 - 13,0x	Premium por visibilidad
PPA con off-taker investment grade	11,0 - 14,0x	Máximo valor (riesgo contraparte mínimo)

Tendencia 2025-2026: Múltiplos se han comprimido ligeramente vs 2023-2024 (cuando tocaron 12-15x) debido a:

• Mayor oferta de activos
• Subida de tasas de interés (coste de capital más alto)
• Competencia entre vendedores

Factores que modifican el múltiplo

Factores positivos (+1 a +3x):

Factor	Impacto en Múltiplo
PPA > 10 años con off-taker BBB+	+2,0 - 3,0x
Planta < 3 años (tecnología moderna)	+0,5 - 1,0x
Performance Ratio > 82% (histórico)	+0,5 - 1,0x
Ubicación en zona de alta irradiancia (Andalucía)	+0,3 - 0,5x
Contrato O&M con fabricante Tier 1	+0,3 - 0,5x
Bajo curtailment (< 1% histórico)	+0,5 - 0,8x

Factores negativos (-1 a -3x):

Factor	Impacto en Múltiplo
Vencimiento PPA en < 2 años	-1,5 - 2,0x
Contrato terreno < 15 años restantes	-1,0 - 2,0x
Curtailment crónico (> 5% anual)	-1,5 - 2,5x
Equipos fuera de garantía (> 10 años)	-0,8 - 1,2x
Performance Ratio < 75%	-1,5 - 3,0x
Litigios pendientes (permisos, conexión)	-2,0 - 4,0x

3. Valoración por €/MWp: Benchmark geográfico

Precios típicos 2025-2026

Zona	€/MWp (EV)	Rango	Producción Típica (kWh/kWp)
Andalucía	950.000 - 1.100.000	Alto	1.750 - 1.850
Extremadura	900.000 - 1.050.000	Medio-Alto	1.700 - 1.800
Castilla-La Mancha	850.000 - 1.000.000	Medio	1.650 - 1.750
Aragón	800.000 - 950.000	Medio	1.550 - 1.650
Galicia	650.000 - 800.000	Bajo	1.300 - 1.400

Nota: Precios asumen planta con PPA 8-10 años, 3-5 años de operación, PR > 80%.

Ejemplo de cálculo

Planta 25 MWp en Sevilla:

• Benchmark: 1.000.000 €/MWp
• EV estimado: 25 M€

Validación con EBITDA:

• Producción anual: 43.750 MWh (1.750 kWh/kWp)
• Ingresos (PPA 40 €/MWh): 1.750.000 €
• OPEX: 200.000 € (8 €/kWp)
• EBITDA: 1.550.000 €
• EV / EBITDA: 25 M€ / 1,55 M€ = 16,1x

Interpretación: Múltiplo de 16x es alto (implica PPA > 10 años restante o buyer muy agresivo).

4. Proceso típico de transacción M&A

Timeline (6-12 meses)

Fase 1: Preparación (2-3 meses)

Acción	Responsable	Entregable
Teaser (1 página)	Vendedor + M&A advisor	Descripción anónima del activo
Lista de compradores objetivo	M&A advisor	20-30 fondos/empresas
Preparación de data room	Vendedor	150-300 documentos escaneados
Indicative Bids (IOI)	Compradores	Rango de precio no vinculante

Fase 2: Due Diligence (2-4 meses)

Tipo DD	Duración	Coste Típico
Técnico	4-6 semanas	40.000 - 80.000 €
Legal	3-4 semanas	30.000 - 60.000 €
Financiero	2-3 semanas	20.000 - 40.000 €
Ambiental	2 semanas	10.000 - 20.000 €
Seguros	1-2 semanas	5.000 - 10.000 €

Fase 3: Negociación (1-2 meses)

• Binding Offer (oferta vinculante)
• Share Purchase Agreement (SPA) draft
• Negociación de warranties (garantías del vendedor)
• Negociación de price adjustments (ajustes de precio)
• Escrow agreements (fondos en garantía)

Fase 4: Cierre (1 mes)

• Firma de SPA
• Obtención de condiciones suspensivas (aprobaciones regulatorias)
• Cierre financiero (pago)
• Transferencia de SPV (sociedad propietaria)

5. Estructuras de transacción

A. Share Deal (Compra de acciones del SPV)

Descripción: Compras el 100% de las acciones de la sociedad que posee la planta.

Ventajas:

• Permisos y contratos no cambian de titular (simplifica trámites)
• Ventaja fiscal: no paga ITP (Impuesto Transmisiones Patrimoniales)

Desventajas:

• Comprador asume pasivos ocultos de la sociedad
• Requiere warranties extensas del vendedor

Uso: 90% de las transacciones

B. Asset Deal (Compra de activos)

Descripción: Compras los activos (paneles, inversores, permisos) sin adquirir la sociedad.

Ventajas:

• No heredas pasivos de la sociedad
• Contabilidad más limpia

Desventajas:

• ITP: 4-6% del valor (dependiendo de CCAA)
• Permisos y contratos deben transferirse (lento y complejo)

Uso: Raro (< 10% transacciones)

C. Forward Purchase Agreement (FPA)

Descripción: Compras la planta en fase de construcción, con cierre en fecha futura (COD).

Ventajas (para vendedor/desarrollador):

• Capital asegurado antes de construir
• Reduce riesgo de construcción (buyer suele asumir sobrecostes)

Ventajas (para comprador):

• Precio fijado antes (puede ser descuento vs mercado secundario)
• Control sobre especificaciones técnicas

Uso: Común en plantas > 50 MW con compradores institucionales

6. Agentes del mercado secundario

Compradores (Buy-side)

Tipo	Tamaño Típico Deal	Horizonte Inversión	TIR Objetivo
Fondos infraestructura	50-500 M€	15-25 años	7-10%
Utilities (Iberdrola, Endesa, etc.)	20-200 M€	Indefinido	8-12%
Family Offices	5-50 M€	10-20 años	10-15%
Private Equity	30-300 M€	5-7 años (exit)	15-20%
Yieldcos cotizadas	50-300 M€	Indefinido	8-11%

Principales fondos activos en España (2025-2026):

• Qualitas Energy
• Q-Energy
• Copenhagen Infrastructure Partners (CIP)
• Glennmont Partners
• AMP Capital
• PGGM

Vendedores (Sell-side)

Perfil	Motivo de Venta
Desarrolladores build-to-sell	Modelo de negocio (capital rota rápido)
Fondos PE en exit	Fin de periodo de inversión (5-7 años)
Empresas en refinanciación	Necesidad de liquidez o desinversión
Inversores oportunistas	Aprovechar precios altos de mercado

M&A Advisors

Top advisors en España:

• Alantra (M&A solar)
• EY Transaction Advisory
• PwC Deals
• Deloitte Financial Advisory
• Oaklins

Comisiones típicas: 1,5-3% del EV (escala decreciente según tamaño del deal)

7. Tendencias de precios 2023-2026

Evolución de múltiplos

Año	EV/EBITDA Promedio	€/MWp Promedio	Comentario
2021	10,5x	750.000	Boom post-COVID
2022	12,0x	850.000	Crisis energética → altos precios pool
2023	13,5x	950.000	Pico del mercado
2024	11,0x	880.000	Corrección (normalización pool)
2025	9,5x	820.000	Compresión de múltiplos
2026 (proyección)	9,0x	800.000	Estabilización

Drivers de la caída 2023-2026:

1. Normalización de precios pool: De 80-100 €/MWh (2022) a 40-50 €/MWh (2025)
2. Subida de tipos de interés: De 0% (2020-2021) a 4% (2023-2026) → mayor WACC
3. Mayor oferta de activos: 5 GW/año entrando en operación (saturación de buyers)
4. Curtailment creciente: Zonas saturadas (Extremadura, CLM) pierden valor

8. Casos reales de transacciones

Caso A: Porfolio 300 MW (2024, Extremadura)

Vendedor: Desarrollador español (build-to-sell) Comprador: Fondo de infraestructura europeo Activos: 6 plantas (50 MW promedio cada una) Características:

• COD: 2022-2023
• PPA: 10 años @ 42 €/MWh
• PR: 81-83%

Valoración:

• EV total: 270 M€
• €/MWp: 900.000
• EBITDA anual: 24 M€
• EV/EBITDA: 11,25x

Estructura: Share deal, pago 100% al cierre

Caso B: Planta 75 MW (2025, Andalucía)

Vendedor: Utility española (desinversión) Comprador: Yieldco europea Características:

• COD: 2020
• Merchant (sin PPA)
• PR: 82,5%
• Historial curtailment: 1,2%/año

Valoración:

• EV: 60 M€
• €/MWp: 800.000
• EBITDA anual (promedio 3 años): 8,5 M€
• EV/EBITDA: 7,05x

Estructura: Share deal, escrow de 3 M€ (5%) por warranties durante 18 meses

Comentario: Múltiplo bajo refleja exposición a mercado spot (sin PPA).

Caso C: Planta 15 MW (2025, Castilla-La Mancha)

Vendedor: Family office Comprador: Private equity Características:

• COD: 2018
• PPA vence en 2027 (2 años restantes)
• PR: 78% (bajo, problemas históricos de inversores)
• Curtailment: 6%/año (zona saturada)

Valoración:

• EV: 9 M€
• €/MWp: 600.000 (bajo vs mercado)
• EBITDA anual: 1,8 M€
• EV/EBITDA: 5,0x

Ajustes de precio:

• -15% por PPA corto
• -10% por bajo PR
• -8% por curtailment alto
• Descuento total: -33% vs benchmark

Estructura: Escrow de 1,5 M€ para reemplazo de inversores defectuosos

9. Estrategias para maximizar valor en venta

Para vendedores

1. Timing óptimo

• Año 3-5 post-COD: Suficiente historial operativo para validar performance, pero equipos aún bajo garantía
• Antes de vencimiento de PPA: Si PPA vence en < 2 años, renegocia antes de vender
• Evita vender en Q4: Los buyers suelen tener presupuestos agotados (mejor Q1-Q2)

2. Preparación pre-venta (6-12 meses antes)

Acción	Impacto en Valoración
Renovar contrato O&M (si vence pronto)	+3-5%
Reparar equipos defectuosos (mejorar PR)	+5-10%
Obtener certificado de bajo curtailment (de REE)	+3-5%
Renovar arrendamiento terreno (si < 15 años)	+5-8%
Auditoría técnica independiente	+2-3% (credibilidad)

3. Marketing del activo

• Teaser profesional: Contratar M&A advisor (comisión se recupera con creces)
• Maximizar competencia: Mínimo 5-7 buyers en proceso (genera tensión de precio)
• Controlled auction: Mejor que bilateral (puede subir precio 10-15%)

Para compradores

1. Análisis de riesgo

• Confirma historial real: Pide acceso a SCADA completo (no solo resúmenes)
• Valida precio de captura: Cruza producción horaria con precios OMIE (detecta inflación de ingresos)
• Verifica curtailment: Solicita emails/notificaciones de REE (no solo dato agregado)

**2. Negociación de warranties

Warranties críticas (responsabilidad del vendedor post-cierre):

Warranty	Duración Típica	Cap (Límite Responsabilidad)
Producción mínima	2-3 años	10-20% del precio
PR mínimo	2 años	5-10% del precio
Ausencia de defectos ocultos	18 meses	5% del precio
Compliance legal	Sin límite temporal	100% del precio

Estrategia: Exige warranties amplias si el due diligence encontró red flags.

3. Estructuración de escrow

• Escrow típico: 5-10% del precio retenido 12-24 meses
• Uso: Cubrir reclamaciones de warranties o reparaciones necesarias

10. Conclusión: Un mercado maduro pero con oportunidades

El mercado secundario de plantas fotovoltaicas en España ha pasado de ser un nicho (2015-2019) a un segmento maduro y líquido (2025-2026), con transacciones por > 3.500 M€ anuales.

Conclusiones clave:

1. Los múltiplos se han comprimido (de 13-14x en 2023 a 9-10x en 2026), pero siguen siendo atractivos para vendedores que compraron/construyeron con CAPEX bajo
2. PPAs largos siguen mandando: Diferencia de valoración puede ser 3-5x de EBITDA entre merchant y PPA > 10 años
3. Due diligence es crítico: Un DD superficial puede costarte 10-20% del valor (problemas ocultos)
4. Timing es clave: Vender en año 3-5 post-COD maximiza valor (historial + garantías activas)

Proyecciones 2026-2028:

• Volumen de transacciones se mantendrá (3.000-4.000 M€/año)
• Múltiplos se estabilizarán en 8,5-10x para activos con PPA
• Plantas con curtailment crónico verán descuentos crecientes (hasta -30%)
• Repowering creará nueva ola de transacciones (plantas de 2010-2015 con tecnología obsoleta)

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