Los productores buscan proteger sus ingresos frente a los precios bajos, mientras la industria y los centros de datos intentan limitar su exposición a futuras subidas.
La creciente volatilidad de los mercados eléctricos está generando riesgos contrapuestos para los productores renovables y los grandes consumidores. Mientras los primeros tratan de proteger sus ingresos ante la caída de los precios capturados, la industria electrointensiva y los centros de datos necesitan contener el impacto de posibles repuntes. En este escenario, los PPA y otros contratos bilaterales pueden aportar estabilidad a ambas partes.
La necesidad de establecer coberturas frente al riesgo de precios centró el webinar número 70 de AleaSoft Energy Forecasting, celebrado el 15 de octubre con la participación de Deloitte. Durante la sesión, AleaSoft señaló que estas herramientas resultan necesarias tanto para quienes generan electricidad como para quienes la consumen, especialmente en el caso de la industria electrointensiva.
Más precios negativos y un spread superior a 200 €/MWh
Los precios eléctricos europeos mantienen desde hace varios meses una tendencia ascendente ligada a la evolución del gas. En septiembre, el mercado español y los mercados nórdicos registraron subidas superiores al 20% respecto a agosto.
Al mismo tiempo, los picos son cada vez más elevados durante las horas en las que los ciclos combinados fijan el precio, mientras que en las horas solares continúan produciéndose precios cero o negativos. En España, el número de horas con estos valores registrado entre enero y octubre de 2026 ya supera los totales de 2024 y 2025.
Esta divergencia llevó el spread intradiario medio del mercado español por encima de los 200 €/MWh en septiembre.
La concentración de la generación fotovoltaica en las horas centrales del día reduce el precio capturado por los productores. Aunque este indicador ha mejorado durante los últimos meses, AleaSoft advierte de que en muchos casos continúa siendo insuficiente para atender la deuda de los proyectos. Además, existe el riesgo de una nueva caída de precios en primavera por el aumento de la producción solar y de las lluvias.
Los grandes consumidores afrontan el riesgo contrario. Las previsiones apuntan a precios del gas elevados y volátiles durante el invierno, con las reservas de la Unión Europea situadas en el 74% a mediados de octubre, frente al 83% de un año antes. Este nivel reduce la capacidad de respuesta ante olas de frío o periodos con escasa producción eólica.
El invierno también ofrece menos horas con precios bajos y concentra los máximos durante la mañana y la noche. AleaSoft considera que la combinación de ambos riesgos abre una oportunidad para suscribir PPA a tres o cinco años u otros contratos bilaterales.
Los PPA facilitan la financiación, pero no eliminan el riesgo
Los participantes de Deloitte identificaron el precio como el principal riesgo actual para los proyectos renovables. Un PPA puede acercar las expectativas de promotores y entidades financieras y permitir que los bancos financien hasta el 75% de un proyecto, frente al 50% o 55% que rara vez superan las instalaciones expuestas al mercado.
Sin embargo, el mercado actual de PPA fotovoltaicos favorece a los compradores. Existen pocos offtakers dispuestos a asumir un perfil de generación solar y los contratos de tipo swap a diez años se ofrecen entre 22 y 25 €/MWh. Estos precios reducen la rentabilidad del promotor y, si se fijan durante periodos prolongados, pueden comprometer la viabilidad de nuevos desarrollos.
El contrato también debe ajustarse al perfil del consumidor. La producción fotovoltaica se concentra en unas horas que no siempre coinciden con los momentos de mayor demanda, por lo que resulta necesario determinar qué porcentaje del suministro queda cubierto y qué exposición al mercado permanece.
Los PPA híbridos con baterías permiten desplazar parte de la generación solar hacia periodos con precios más elevados y admitir precios contractuales superiores. Deloitte presentó el caso de una planta fotovoltaica conectada directamente a un centro de datos, donde el ahorro de costes de conexión posibilita un PPA de unos 40 €/MWh con una duración de 15 años o más.
Otros elementos, como el volumen, la duración, la modalidad de liquidación y el tratamiento de las horas con precios cero o negativos, también condicionan el valor del acuerdo. Las entidades financieras requieren plazos mínimos de entre siete y diez años y no consideran financiables los PPA que interrumpen la liquidación cuando el precio alcanza valores cero o negativos.
Las previsiones determinan la estrategia de contratación
Antes de firmar un PPA, un gran consumidor debe analizar la posible evolución del mercado durante toda la vigencia del contrato y decidir qué parte de su demanda quiere cubrir. Comparar la oferta únicamente con el precio actual o con los mercados de futuros no proporciona una referencia suficiente, ya que estos últimos presentan poca liquidez en los horizontes más lejanos.
El análisis requiere previsiones a largo plazo con resolución horaria y escenarios favorables y adversos. Entre las variables relevantes se encuentran la demanda eléctrica, la incorporación de nueva potencia solar y eólica, la meteorología, los combustibles y los derechos de emisión de CO2.
AleaSoft advirtió durante el webinar de que una coincidencia entre tensiones en el estrecho de Ormuz e incidencias en el parque nuclear europeo podría elevar los precios hasta 500 o 600 €/MWh. Se trata de un escenario planteado por la consultora, no de una previsión central.
Para Deloitte, disponer de una curva de precios robusta, justificable ante financiadores y auditores y susceptible de utilizarse en operaciones bancarias constituye uno de los principales elementos para valorar contratos y estimar flujos de caja.
Baterías y diversificación de coberturas
La estrategia de compra de un gran consumidor no debe limitarse a obtener el precio más bajo en un momento determinado. El objetivo consiste en combinar contratos y coberturas que mantengan los costes eléctricos en niveles asumibles, conservando al mismo tiempo la posibilidad de aprovechar las horas más baratas.
Las baterías detrás del contador amplían estas opciones al almacenar electricidad cuando los precios son bajos y entregarla durante los periodos más caros. Según AleaSoft, está aumentando el interés de los grandes consumidores electrointensivos por instalar este tipo de sistemas.
De cara al invierno de 2026-2027, la consultora prevé precios del gas elevados y una fuerte volatilidad. En primavera, en cambio, volverían a aparecer horas con precios eléctricos muy bajos. El resultado de los PPA dependerá de su adecuación a los perfiles de generación y consumo, de la revisión previa de sus cláusulas y de la visión de ambas partes sobre la evolución del mercado.
Servicios de AleaSoft para la contratación energética
AleaSoft ayuda a grandes consumidores a planificar sus compras de electricidad y gas, valorar futuros y PPA y negociar contratos bilaterales. AleaBlue ofrece previsiones y simulaciones horarias de precios con horizontes de hasta tres años.
AleaGreen elabora curvas horarias de precios de hasta 40 años, acompañadas de bandas de confianza. Su metodología combina inteligencia artificial, series temporales y modelos estadísticos, respaldados por 27 años de experiencia.
La compañía también opera AleaHub, un mercado de PPA que pone en contacto a promotores y compradores y contrasta sus necesidades en términos de volumen energético, duración, modalidad contractual, precio y garantías de origen.
