Repsol ha registrado un deterioro contable de 293 millones de euros en su mayor parque eólico, Antofagasta, en Chile. La multinacional española ha pasado en un año de celebrar la puesta en marcha del complejo a anotar un agujero que refleja el menor valor del activo por los precios de la electricidad y la congestión de la red chilena.
La información, adelantada por El Mundo y recogida en el informe semestral de la compañía, sitúa el origen del problema lejos de la operación del parque. El proyecto fue diseñado para producir el equivalente al consumo de 220.000 hogares chilenos, pero opera a medio gas. La red eléctrica del país andino está tan saturada que no puede absorber la electricidad que sale de sus aerogeneradores y ha desbaratado el plan de negocio original.
‘Tras su entrada en producción comercial, se han revisado las previsiones de flujos de caja para el proyecto debido a la situación estructural de congestión en la red, que está provocando elevados niveles de restricciones a la producción’, recoge la empresa. La frase condensa un problema que ya no es técnico, sino financiero: generación limpia que no puede venderse.
En muchos países con despliegues renovables rápidos y masivos, principalmente fotovoltaicos, las restricciones técnicas se han disparado. Los operadores ordenan parar a los generadores porque la red no es capaz de absorber su electricidad. Cuando hay más energía que demanda, se disparan los vertidos, el término que utiliza el sector para referirse a la electricidad desperdiciada.
España ejemplifica esa tensión. En el primer semestre de 2026 derrochó el triple de energía limpia que un año antes, según datos de la consultora Aurora. En Chile, los vertidos están desbocados. En los dos primeros meses del año se duplicó el registro de 2025.
Repsol no ha fallado en la construcción del parque: la red chilena ha fallado en transportar lo que el parque produce.
Más del 40% de la electricidad que se pierde en Chile se concentra precisamente en Antofagasta, la región del parque de Repsol. La petrolera admite que los vertidos afectan de forma especial a la zona norte, donde la congestión se ha agudizado ‘fundamentalmente, por el incremento de generación renovable’.
El deterioro de 293 millones convierte la congestión chilena en un coste contable tangible para el grupo español.
Un proyecto de 680 millones paralizado en su segunda fase
Chile es un mercado central en la estrategia verde de Repsol. La compañía entró en 2020 de la mano de Ibereólica, un grupo español de renovables que ya operaba en el país andino. Ambas crearon una filial conjunta, Repsol Ibereólica Renovables Chile.
En 2023, la energética dirigida por Josu Jon Imaz decidió romper ese molde y compró a su socio la parte de Antofagasta que no controlaba hasta alcanzar el 100% del activo. El complejo se convirtió así en el primer gran proyecto desarrollado íntegramente por Repsol en Chile.
La inversión total asociada a este coloso eólico se cifró en alrededor de 680 millones de euros, repartida en dos fases. Repsol desembolsó 400 millones en la primera, con una capacidad instalada de 364 MW, que entró en operación en abril del año pasado. El plan contemplaba una segunda fase de 450 MW y la instalación de baterías para maximizar la rentabilidad.
Todo ese desarrollo queda ahora en vía muerta. ‘Se ha acordado con las autoridades locales (…) la suspensión temporal del desarrollo de la fase II’, admite Repsol en su informe semestral. El deterioro de 293 millones de euros ya está registrado en los libros del grupo.
La congestión de la red chilena, un problema estructural sin visos de mejora
El problema de fondo es estructural. La red chilena no está preparada para transportar toda la energía verde que se genera en la zona norte hasta la zona centro, donde se concentra la demanda. Repsol ha admitido que la situación no tiene visos de revertirse a corto plazo.
Los vertidos se han convertido en una sangría para los generadores. En Antofagasta se concentra más del 40% de la electricidad renovable desperdiciada en Chile. El efecto es directo: menos horas de producción, menores flujos de caja y una valoración contable insostenible bajo las previsiones originales.
La suspensión de la fase II no es un simple aplazamiento administrativo. Implica renunciar, al menos temporalmente, a 450 MW adicionales y a las baterías que podían haber amortiguado, al menos en parte, las restricciones de evacuación. El deterioro refleja esa doble pérdida: la del presente operativo y la del plan de expansión.
La congestión no solo reduce las horas de generación. También presiona a la baja los precios de la electricidad renovable en los periodos de exceso de oferta, lo que castiga la rentabilidad de proyectos como el de Antofagasta incluso cuando consiguen verter su producción.
El deterioro de Antofagasta anticipa una tensión más amplia para las renovables
El caso de Repsol no es aislado. La saturación de redes en mercados con fuerte penetración renovable ha empezado a transformar lo que antes eran retrasos puntuales en deterioros contables. Chile, España, Italia o Australia comparten una misma paradoja: la generación limpia crece más rápido que la infraestructura que debe evacuarla.
La diferencia es que, en este caso, el coste ya aparece en las cuentas de una gran energética cotizada. La revisión de flujos de caja de Antofagasta demuestra que la congestión no solo afecta a la operación diaria; también obliga a repreciar activos que se habían valorado bajo expectativas de producción que la red no puede cumplir.
El deterioro de Antofagasta envía una señal incómoda a los inversores en renovables. El valor de un activo no depende solo del recurso eólico o solar, sino de la capacidad del sistema para evacuarlo. Esa variable, muchas veces opaca en las presentaciones a mercado, ha demostrado ahora que puede restar cientos de millones a una cartera.
Hay una contradicción relevante en la estrategia de Repsol. La compañía defiende la expansión renovable en Latinoamérica como uno de los pilares de su transición energética, pero el deterioro de Chile evidencia que la rentabilidad depende de factores que escapan al control del operador. La red de transporte, las autorizaciones de evacuación y la planificación del sistema se convierten en riesgos financieros de primer orden.
El siguiente hito informativo será comprobar si la compañía actualiza la valoración de otros activos renovables internacionales en las cuentas anuales de 2026. La congestión chilena no se resolverá con la suspensión de una fase; necesita inversión en transporte y almacenamiento que, por ahora, no tiene calendario cerrado.
