Fuente: Invertia
Hay mucha incertidumbre sobre cuál va a ser el precio de la luz de los próximos meses, tanto por parte de generadores como de consumidores, y eso afecta en la firma de PPAs en España (power purchase agreement o contratos a largo plazo entre un productor de energía renovable y un comprador).
La ‘operación reforzada’ que lleva aplicando el operador del sistema, Red Eléctrica (REE), desde el día posterior al apagón del 28 de abril, está alterando el coste final de la energía porque no refleja lo que se casa en el mercado mayorista diario.
Pese a que en estos dos últimos meses y medio los precios cero y negativos han llegado a un récord histórico de 607 horas, el coste de los servicios de ajuste ha subido un 50% respecto al año 2024 (400 millones en dos meses), y esto se traslada a los precios de la factura del consumidor final.
Y eso que en el pasado año, los servicios de ajustes, donde se integran las restricciones técnicas, “ya alcanzaron los precios más altos de la historia”, explicaba Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner de la consultora energética AleaSoft Energy Forecasting, durante su webinar ‘Perspectivas de los mercados de energía en Europa, los PPA y el almacenamiento de energía‘.
Consiste en una operación más conservadora caracterizada por mayor uso de ciclos combinados (centrales térmicas de gas), tecnologías de generación más estables y predecibles, aunque más costosas y emisoras de CO2, y la reducción del peso de renovables en el mix horario en momentos críticos, para minimizar el riesgo de desbalance ante variaciones imprevistas de viento o sol.
“El problema es que los consumidores industriales no tienen capacidad de cubrirse, porque no se sabe qué precio estás pagando por ese uso extra de los ciclos hasta que no se liquida varios meses después”, añade Saltó i Bauzá.
Financiación en el mercado
Esa volatilidad en precios se traduce en menor rentabilidad de los proyectos. “Hay ciertos PPAs que tienen muchos más problemas, por eso la banca se está focalizando en aquellas operaciones que tengan menos incertidumbres, como los firmados a diez años”, señala por su parte Roger Font, Managing Director Project Finance Energy del Banco Sabadell, en el webinar de AleaSoft.
El problema no es el precio al que se firman los PPAs, sino que se firman muchos menos que antes. “Y se tiene en cuenta si está incluida la cláusula de precios negativos o cero, porque de eso depende el éxito del PPA”.
Según explica en redes sociales, Rodrígo García Ruíz, energy and risk management analysis manager en Optimize Energy, si hay “PPAs sin cláusulas de precio negativo o con cláusulas de volumen mínimo”, esa generación se oferta al precio más bajo posible para casarlo en el mercado.
También impulsa a los precios negativos, “la venta anticipada de Garantías de Origen por encima de 2 euros/MWh (recordemos que llegaron a 6-8 €/MWh) y búsqueda de ingresos adicionales en mercados de Servicios de Ajuste”, así como “activos bajo régimen retributivo específico que priorizan cumplir objetivos anuales”.
Precios más bajos
Los pocos PPAs que se están firmando en los últimos dos meses al menos pueden presumir de precios bajos.
En 2025, España mantiene los precios de PPA solares más bajos de Europa, con valores que han tocado mínimos históricos y muestran cierta estabilización tras varios trimestres de caídas.
En el caso de un acuerdo con generación solar fotovoltaica, el precio promedio de referencia (P25) se sitúa en torno a 37 euros/MWh según el Índice Europeo de Precios PPA de LevelTen Energy.
Otros informes sitúan el precio P25 ligeramente superior, en 38,5 euros/MWh. Las ofertas de compradores en el mercado se mueven en el rango de 25 a 30 euros/MWh, aunque los proyectos solo son viables para los desarrolladores a partir de 35 euros/MWh.
El precio de referencia para eólica terrestre es de 55,9 euros/MWh según el índice de Aurora Energy Research. El precio P25 de LevelTen Energy para eólica se mantiene por encima del solar y ha mostrado un aumento trimestral del 5,6%.