Iberdrola y Norges Bank han superado los 1.800 megavatios de potencia renovable compartida. El último activo en entrar es el parque eólico portugués de Tâmega, de 274 MW, según avanzó Expansión.
El parque eólico de Tâmega eleva la cartera conjunta a 1.800 MW
No es una operación espectacular por tamaño. Es, en cambio, una pieza más de un mecanismo que la eléctrica viene ensayando desde 2023: vender participaciones minoritarias de activos ya construidos a un socio con el coste de capital más bajo del planeta y reinvertir el efectivo en redes eléctricas, el negocio con retorno regulado.
El parque se suma a una cartera que combina eólica terrestre y fotovoltaica en España y Portugal. La alianza cruza así el umbral de los 1.800 MW, una cifra que la coloca entre los vehículos de coinversión renovable de mayor tamaño del sur de Europa.
En capital, el compromiso acumulado supera los 2.000 millones de euros, según el recuento que publica ABC. La cifra mezcla compra de participaciones y financiación de proyecto, dos cosas que conviene no confundir: la primera es equity, la segunda es deuda con garantías.
La estructura se repite en cada operación. Norges Bank Investment Management, el brazo que gestiona el fondo soberano noruego —el mayor del mundo—, entra con el 49% de cada cartera. Iberdrola conserva la mayoría, el control operativo y la gestión diaria de los activos.
Norges Bank no compra megavatios: compra flujos de caja con dos décadas de visibilidad. Iberdrola vende parte de ellos para financiar las redes.
Para el fondo noruego el atractivo es doble: activos en la península ibérica, con marco regulatorio estable, y un socio industrial que se queda a operar y a responder de la producción. Para Iberdrola la ventaja es más prosaica y más urgente: caja.
La compañía afronta un ciclo inversor con las redes en el centro. Cada euro liberado en generación es un euro disponible para conexiones, subestaciones y digitalización de la distribución, donde el retorno está regulado y es, por tanto, más previsible que el precio del megavatio hora.
Portugal como banco de pruebas y la letra pequeña del acuerdo
Portugal funciona además como banco de pruebas. El país vecino comparte con España el mecanismo ibérico de fijación de precios, pero ha mantenido una ventanilla administrativa más ágil para ciertos proyectos eólicos. Un activo allí se gestiona casi con la misma lógica que uno en Castilla y León, con interlocutores distintos y una fiscalidad que conviene revisar línea a línea.
Iberdrola no aterriza en Portugal con esta operación. La compañía opera parques eólicos allí desde hace años y es responsable del complejo hidroeléctrico do Tâmega, uno de los mayores proyectos de bombeo de Europa. La cuenca concentra infraestructura, permisos y puntos de conexión, tres factores que abaratan el desarrollo de cualquier activo nuevo y explican por qué el fondo noruego acepta sumar potencia en la misma zona en lugar de diversificar geografía.
La letra pequeña importa. El precio del mercado mayorista peninsular ha caído con fuerza en los últimos ejercicios por la entrada masiva de fotovoltaica, y la producción eólica depende de un recurso que no siempre acompaña. La cobertura con contratos a largo plazo mitiga el problema; no lo elimina.
Hay también una lectura de competencia. Las grandes utilities europeas han convertido la rotación de participaciones en su herramienta preferida para financiar el despliegue sin engordar la deuda. Iberdrola lleva ventaja en volumen y en precio del capital captado, y eso se traduce en capacidad para pujar por proyectos que otras compañías dejan pasar.
La coinversión deja de ser un parche y se convierte en modelo
Durante la pasada década, vender participaciones minoritarias fue, para muchas eléctricas europeas, una salida de emergencia: se hacía cuando el balance apretaba y el mercado lo interpretaba como señal de debilidad. El ciclo actual ha invertido esa lectura. Hoy la operación se anuncia como lo que es, una herramienta de gestión de capital, y el mercado la recibe con múltiplos razonables. La razón es simple: el dinero que entra no se destina a tapar agujeros, sino a financiar activos con retorno regulado, donde el riesgo de ejecución es bajo y la visibilidad, alta.
Ese es el punto que conviene vigilar. El modelo funciona mientras el socio financiero acepte un retorno modesto a cambio de estabilidad, y mientras el regulador no recorte la remuneración de las redes. Si una de las dos piezas se mueve, la ecuación se tensa. En el caso de la alianza con Norges Bank, el riesgo está más en el segundo lado que en el primero: el fondo noruego tiene mandato de largo plazo y no necesita liquidez a tres años vista, de modo que su paciencia no es la variable frágil.
Mi lectura es que la alianza seguirá creciendo, pero a un ritmo más selectivo. Iberdrola no necesita vender todo; necesita vender lo justo para sostener un plan de inversión que en redes es intensivo en capital y lento en maduración. Portugal, con un mercado pequeño pero bien conectado, encaja en esa lógica. Y Tâmega, con 274 MW, es el tipo de activo que se coloca sin ruido, casi como un ajuste de cartera.
En febrero, cuando la compañía presente el cierre de 2026, se verá si el vehículo incorpora nuevos parques o si el ritmo se frena. Hasta entonces, la pregunta interesante no es cuántos megavatios suma la alianza, sino a qué precio los está comprando el fondo noruego y qué está dejando de comprar Iberdrola con ese dinero. La información corporativa de Iberdrola y el detalle de las carteras en Norges Bank Investment Management permiten seguir el rastro.
