Contratos energéticos al alza pese a la volatilidad de precios

Primero en la eólica y después en la fotovoltaica. Los contratos bilaterales de compraventa de energía a largo plazo (de 5 a 15 años) se popularizaron hace más de un lustro en España de la mano de las grandes empresas tecnológicas y de consumo. Y pese a su lenta adopción por las trabas administrativas iniciales, hoy es una fórmula en expansión, que crece y en la que el país es líder europeo debido a la ingente cantidad de proyectos renovables en marcha, sobre todo solares. El problema ahora es que la volatilidad de precios en el mercado, con altibajos considerables —de 0 a 180 euros—, la incertidumbre regulatoria y la inseguridad jurídica complica su negociación y cierre.

Es el caso de los aerogeneradores, donde el viento sopla en contra. Heikki Willstedt, director de políticas energéticas y cambio climático de la Asociación Empresarial Eólica, relata que hay mucha demanda de PPA (power purchase agreements, por sus siglas en inglés) pero poca oferta. Dos razones influyen. Primero, la fiscalidad nacional —el impuesto a las energéticas, a la generación y sobre el valor de la producción de energía (IVPEE)— y la autonómica —los cánones a las renovables en Galicia, Castilla y León, Castilla-La Mancha, Cantabria y La Rioja—.

Y segundo, la paralización de 2.000 megavatios (MW) eólicos por una sentencia del Tribunal Supremo de Justicia de Galicia, algunos de los cuales ya tenían firmados contratos con compradores industriales, detalla. La consecuencia: alza de los costes de financiación. “Todas estas decisiones hacen prácticamente imposible cerrar un PPA y, por lo tanto, financiar nuevos proyectos con esta herramienta”, lamenta.

Tampoco el sol resplandece tanto para la solar. José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (Unef), ve un punto de inflexión. “Como el precio [de la energía] cae, las empresas necesitan cada vez más contratos bilaterales porque los bancos no financian a mercado. Pero el tomador es reticente a firmarlos por la posibilidad de que los precios bajen en el futuro”, explica. Aunque Donoso cree que ese panorama puede cambiar, que la cotización de la energía se dispare con la instalación masiva de centros de datos.

Brechas entre socios

Antonio Delgado, CEO de Aleasoft Energy Forecasting, consultora que cuenta con un marketplace de PPA, constata esta tendencia en proyectos fotovoltaicos pay-as-produced, es decir, cuando el comprador recibe la energía que produce la planta en cada momento (no hay un volumen fijo contratado). “Los compradores están pidiendo precios más bajos para los contratos bilaterales, los cuales no satisfacen a los desarrolladores. Lo que ha generado una brecha en las negociaciones”. Sin embargo, como en verano el valor aumentó, el promedio semanal en septiembre y octubre se ha estabilizado en 60-70 euros el megavatio hora (MWh), señala. “Se está empezando a notar cierta reactivación”, apostilla.

Para solucionar esta situación, Delgado sugiere coberturas de riesgo. “Son fundamentales, como las que aporta el Estado a través del Cesce (Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación) para facilitar la firma de un PPA entre un consumidor electrointensivo y un vendedor de energía renovable”.

En lo que va 2024, este tipo de convenios en Europa ha crecido un 40% respecto a 2023 –el total de capacidad contratada que supone este dato no se ha desvelado–, resalta Marta Sánchez Álvarez, socia responsable del sector energía en EY España.

En 2022 y 2023, el país registró más de 8 GW de capacidad contratados, con un total de 46 PPA cerrados en el segundo año, recoge un informe reciente de la casa de análisis suiza Pexapark y que refiere Fernando Herrero, socio de valoración de instrumentos financieros del área financial advisory de Grant Thornton. “Este crecimiento se debe al elevado volumen de proyectos en desarrollo de energía solar”, comenta. Pero el europeo sigue siendo todavía un mercado muy pequeño comparado con el de Estados Unidos, casi cuatro veces mayor y con más recorrido, recuerdan desde la consultora McKinsey.

Sus ventajas lo hacen aún atractivo, coinciden los expertos. Asegura un flujo de ingresos estables, clave para financiar los proyectos (ya que los bancos no están financiando los desarrollos sujetos a los precios de mercado), es una vacuna contra la volatilidad, ofrece certidumbre a las empresas con altos costes eléctricos, garantiza el suministro de luz de fuentes limpias y ayuda a las empresas a cumplir sus objetivos climáticos. “Son una herramienta de gestión de riesgos, no una forma de conseguir mejores precios en el mercado”, aclara Delgado.

Aunque su complejidad contractual, sobre todo para los pequeños consumidores, que requieren de asesoría legal y financiera en ocasiones para su negociación, es una de las desventajas que citan desde McKinsey. O el largo plazo, que paradójicamente se convierte en una traba si las condiciones del mercado cambian, si la empresa reduce su consumo o si el generador incumple con el abastecimiento.

La idea futura, plasmada en la reforma europea del mercado mayorista energético, es que estos acuerdos se extiendan a las pymes. Además de que se promuevan nuevas estructuras como la hibridación de eólica y solar, —el más demandado por grandes consumidores, según la multinacional suiza Alpiq—; o integrando el almacenamiento. La recuperación de la demanda en la industria también es vital.