La volatilidad eléctrica dispara el interés por los PPA: los híbridos con baterías ya logran precios superiores para la solar

Dos riesgos opuestos que se compensan

La evolución reciente de los mercados eléctricos europeos ha generado una dinámica de riesgos contrapuestos. Los productores de renovables temen una nueva caída de los precios capturados, especialmente con la llegada de la primavera, cuando aumente la producción fotovoltaica y las lluvias. Los grandes consumidores, por su parte, se enfrentan al riesgo de subidas, con unas previsiones de gas elevadas y volátiles para el invierno.

Esta combinación de preocupaciones complementarias crea, según los analistas, un momento favorable para que ambas partes cierren acuerdos. En el webinar número 70 de AleaSoft Energy Forecasting, celebrado el 15 de octubre con la participación de Deloitte, se insistió en que cualquier cobertura, ya sea un PPA o un contrato bilateral, resulta imprescindible tanto para quien produce como para quien consume. La industria electrointensiva fue señalada como la más expuesta si se mantienen las tensiones actuales.

El riesgo de precio se ha convertido en el principal factor que condiciona la viabilidad de los proyectos renovables. Según los ponentes de Deloitte, el PPA es el instrumento que permite alinear la visión de los promotores con la de las entidades financieras. Con un contrato de este tipo, los bancos pueden financiar hasta el 75% del proyecto, frente al 50% o 55% que rara vez se supera con exposición merchant.

El spread intradiario superó los 200 €/MWh en septiembre

Los precios de los mercados eléctricos europeos mantienen una tendencia al alza desde hace varios meses, siguiendo la evolución del gas. En septiembre subieron más de un 20% respecto a agosto tanto en el mercado español como en los nórdicos. Los picos de las horas en las que los ciclos combinados marcan el precio son cada vez más altos, mientras que en las horas solares continúan registrándose precios cero o negativos.

En España, el número de horas con precios cero o negativos acumuladas en 2026 hasta octubre supera ya el total de todo 2024 y también el de todo 2025. Como resultado, el spread intradiario medio del mercado español superó los 200 €/MWh en septiembre.

Esta polarización horaria golpea directamente a los productores fotovoltaicos. La concentración de la oferta en las horas solares reduce el precio capturado, que aunque ha mejorado en los últimos meses, en muchos casos no resulta suficiente para atender la deuda de los proyectos. El riesgo de que los precios vuelvan a caer en primavera, con más producción solar y más lluvia, mantiene la presión sobre los promotores.

Los grandes consumidores, como la industria electrointensiva y los centros de datos, afrontan el riesgo contrario. Para este invierno se esperan precios del gas elevados y volátiles, con unas reservas en la Unión Europea al 74% a mediados de octubre, frente al 83% del año anterior. Ese menor margen reduce la capacidad de respuesta ante olas de frío o episodios de poco viento, y en invierno los picos se concentran por la noche y por la mañana.

Un mercado comprador con precios a la baja para la solar

Pese al contexto de volatilidad, el mercado de PPA fotovoltaicos es actualmente un mercado comprador. Hay pocos offtakers dispuestos a asumir el perfil solar, y los PPA de tipo swap a 10 años para fotovoltaica se ofrecen entre 22 €/MWh y 25 €/MWh. Con estos niveles, la rentabilidad del promotor es baja, y fijar un precio demasiado bajo durante un periodo prolongado puede comprometer la viabilidad de nuevos proyectos.

Para los grandes consumidores, la clave está en adecuar el contrato a su perfil de consumo. La producción fotovoltaica se concentra en las horas centrales del día, que no siempre coinciden con las de mayor demanda, por lo que hay que evaluar qué parte del suministro cubre el contrato y qué exposición al mercado permanece.

Los PPA híbridos con baterías emergen como una solución: trasladan parte de la producción solar hacia las horas con precios más altos, lo que permite alcanzar precios de PPA superiores. Deloitte presentó el caso de una planta fotovoltaica conectada directamente a un centro de datos, en la que el ahorro en costes de conexión habilita un PPA de unos 40 €/MWh con plazos de 15 años o más.

Más allá del precio, la duración del acuerdo, los volúmenes comprometidos, la modalidad de liquidación y el tratamiento de las horas con precios cero o negativos modifican el valor del contrato. Las entidades financieras exigen plazos mínimos de entre 7 y 10 años y no consideran bancables los PPA que suspenden la liquidación cuando los precios son cero o negativos. Las cláusulas determinan también el tratamiento contable, por lo que conviene analizarlas antes de firmar.

Previsiones de largo plazo y baterías para completar la estrategia

Antes de firmar un PPA, un gran consumidor debe evaluar cómo podrían evolucionar los precios durante la vigencia del contrato y qué parte de su consumo le interesa cubrir. No basta con comparar el precio ofertado con el precio actual ni con las cotizaciones de los mercados de futuros, que en el largo plazo son poco líquidos. Se necesitan previsiones de precios de largo plazo con detalle horario y escenarios favorables y adversos que recojan la evolución de la demanda, la nueva potencia solar y eólica, las condiciones meteorológicas, los combustibles y los derechos de emisión de CO2.

AleaSoft advirtió de que la coincidencia de las tensiones en el estrecho de Ormuz con incidencias en el parque nuclear europeo podría llevar los precios a 500 o 600 €/MWh. Para Deloitte, una curva de precios robusta, bancable y justificable ante financiadores y auditores es prácticamente el principal input tanto en la valoración de los contratos como en las estimaciones de flujos de caja.

Para los grandes consumidores, la estrategia de compra debe ir más allá de conseguir el precio más bajo en un momento determinado. El objetivo es combinar contratos y coberturas que mantengan los costes eléctricos en niveles asumibles, sin renunciar a las horas de precios bajos. Las baterías detrás del contador amplían estas opciones, ya que permiten almacenar energía en las horas baratas y utilizarla en las horas caras. AleaSoft asegura estar recibiendo cada vez más encargos de grandes consumidores electrointensivos interesados en instalar baterías.