En un contexto marcado por la volatilidad sostenida de los precios spot, la saturación tecnológica y el deterioro del valor de los PPA, las estrategias de cobertura de riesgo se consolidan como herramienta crítica para asegurar ingresos en proyectos renovables. 

En diálogo con Energía Estratégica España, Rafael Calleja, socio y CEO de Optimize Energy, remarca que “los cambios de precios que hay ahora en el mercado no son coyunturales, son estructurales, han venido para quedarse”, gracias a una creciente participación de las renovables y estancamiento de la demanda..

La tendencia a la baja del pool eléctrico, especialmente patente en el segundo trimestre del año, cuando hay mayor participación fotovoltaica, eólica e hidráulica y con un precio del gas más bajo, golpea con mayor severidad a aquellas plantas que no están financiadas exclusivamente con equity. 

“Es más grave en aquellas plantas que tienen deuda bancaria, porque con precios negativos o muy bajos se hace muy complicado alcanzar los niveles de precios capturados mínimos que permitan cubrir el servicio de la deuda de los proyectos con solvencia”, advierte el asesor.

Generalmente las plantas en operación suelen tener en torno al 70% de la energía cubierta bajo contratos PPA, fijando el precio de venta de la misma y salvando la necesidad de adaptación y gestión ante cambios abruptos del mercado.

En este sentido, Calleja asegura que contar con profesionales que se enfoquen en la gestión de riesgo para la venta de la energía, puede aumentar sensiblemente la rentabilidad de las plantas frente a no gestionar nada.

La cobertura como nuevo estándar operativo

“Refugiarse en otros mercados complementarios, como los mercados a plazo, con estrategias de cobertura, es algo que va a ser cada vez más necesario, porque la fotovoltaica y la eólica seguirán entrando en el sistema, la demanda no remonta, y el mercado va a seguir siendo volátil”, sostiene el referente de Optimize Energy.

El objetivo de estas estrategias es salvaguardar la rentabilidad de los proyectos mediante una política activa de gestión de ingresos. 

La práctica no es nueva, pero su aplicación se está intensificando y ampliando a más actores del mercado. 

“En España, tradicionalmente esta metodología estaba limitada a grandes utilities, con departamentos propios estructurados para este tipo de gestión Hoy ya la están demandando también pequeños, medianos y grandes promotores”, indica.

Fotovoltaica bajo presión, almacenamiento en ascenso

Entre las distintas tecnologías, la fotovoltaica es la más vulnerable al nuevo entorno de mercado.

La saturación se refleja en la caída de los precios PPA. Según registran los últimos informes, se ofrecen por cifras de precios entre 25 y 30 euros/MWh, aunque solo firmen quienes lo consiguen en el techo de esta banda con características muy competitivas. 

Los datos que manejan desde Optimize Energy muestran rentabilidades de proyectos que apenas alcanzan una TIR del 5%. “Son cifras muy alejadas de las que tenían los proyectos hace unos años”, señala.

En contraste, “los proyectos híbridos con baterías pueden llegar a alcanzar tasas de rendimiento mucho mayores, del doble incluso, en torno al 10% o más”, asegura Calleja. 

De este modo, el almacenamiento no solo contribuye a la estabilidad del sistema, sino que se convierte en una pieza clave para mejorar la viabilidad financiera de proyectos fotovoltaicos.

La eólica, en cambio, enfrenta desafíos distintos. Aunque los retrasos por permitting y la inseguridad jurídica en ciertas regiones afectan su desarrollo, no está experimentando los mismos problemas, porque no existe tal saturación; por el contrario, la tecnología es muy demandada y los PPAs firman hasta por encima de los 45-50 euros el MWh. 

En términos de gestión del riesgo, la eólica hoy tiene un mejor posicionamiento, tanto en fase de desarrollo como en operación. Lo cual no la exime de necesitar también de una gestión de la energía expuesta al mercado, que le de previsibilidad y control sobre los flujos de caja futuros.

“El PPA va a seguir existiendo, pero su capacidad de cubrir un porcentaje alto de la energía está disminuyendo”, explica Calleja. Hoy, un PPA que antes permitía financiar el 80% del proyecto, ahora puede que apenas alcance el 50 o 60% en niveles de apalancamiento.

Este nuevo escenario obliga a los promotores a buscar alternativas. “Nuestra propuesta es que la parte que no esté cubierta por el PPA no quede expuesta al mercado, sino que se gestione con estrategias de cobertura a plazo y accediendo a mercados alternativos como los Servicios de Ajuste del sistema”, indica. 

De hecho, ya están gestionando carteras donde el 20-30% de la energía no cubierta por contratos a largo plazo se cubre activamente mediante productos de mercados de futuros y derivados.

“Siempre han sido herramientas complementarias: PPAs y coberturas. Pero ahora el peso relativo está cambiando y la cobertura a corto y medio plazo va a tener más protagonismo que antes”, afirma Calleja.

Gestión cuantitativa del riesgo: metodología y herramientas

La metodología implementada por Optimize Energy se basa en un enfoque estructurado, con una primera etapa donde se define el apetito y nivel de riesgo que quiere cubrir el cliente. 

“Funcionamos como una especie de asesor patrimonial: primero analizamos el perfil, contexto y necesidades de nuestro cliente y en función de ello diseñamos una política de gestión y coberturas a medida”, explica Calleja.

Sobre esa base, se implementan canales de ejecución en mercados a plazo mediante contratos específicos para dar acceso a contrapartes independientes con las que trabajar cierres de tipo OTC generalmente. 

“Nos permite acceder a productos diseñados ad hoc para nuestros clientes y tomar posiciones que, al final del año, pueden mejorar (en su conjunto) el precio capturado entre 2 y 10 euros por megavatio hora”, detalla. 

La referencia aquí no es teórica: existen carteras gestionadas por la firma que logran este diferencial respecto al mercado spot.

El servicio, sin embargo, requiere continuidad y actualización constante. “Lo llamamos gestión activa de la energía porque no hay un patrón fijo: hay años donde se hacen tres operaciones y otros donde con una es suficiente para cubrir la exposición que se necesita. Depende del comportamiento del mercado”, advierte el CEO.

El análisis cuantitativo no puede prescindir de las variables meteorológicas. “Son tecnologías cien por cien dependientes del clima: sol, viento e hidráulica marcan el comportamiento del pool”, explica Calleja. 

Un año lluvioso, por ejemplo, puede modificar profundamente los precios de mercado por la participación de la hidráulica gestionable en España.

Por eso, los modelos integran tanto escenarios meteorológicos como proyecciones de mercado. Esta integración permite una estimación más realista de los riesgos asociados a ingresos futuros, fundamentales para la toma de decisiones financieras.

El contexto internacional también impacta directamente en los precios. La actual guerra comercial entre China y Estados Unidos, que ha derivado en la reventa de gas a Europa a precios bajos, ha provocado un abaratamiento del TTF. 

“Estamos viendo precios del gas en torno a los 35 euros por megavatio hora, lo que ha hundido también el precio de la electricidad”, indica el especialista; aunque señala que esta ventana podría cerrarse, porque “si se suavizan las tensiones arancelarias, el gas volverá a subir, y con él la electricidad”.

Inteligencia artificial y nuevas capacidades operativas

El desarrollo tecnológico y el uso de inteligencia artificial están transformando la manera en que se analiza el riesgo y se toman decisiones. 

“Hoy podemos simular miles de escenarios en mucho menos tiempo, lo cual permite operar los activos de forma mucho más eficiente”, afirma Calleja. 

Estas capacidades son especialmente relevantes en activos con almacenamiento, donde el comportamiento operativo puede ser más dinámico y vinculado a señales de precio a corto plazo.

La incorporación de algoritmos de optimización también abre la puerta a nuevas formas de gestión intradiaria o incluso en tiempo real, un enfoque que ya se observa en mercados más desarrollados como Reino Unido. 

“Es algo que va a llegar también a otros países europeos, y para eso se necesita tanto conocimiento como herramientas adecuadas”, sostiene.

La situación actual exige un enfoque técnico y proactivo. La gestión del riesgo ya no es una herramienta opcional, sino una necesidad operativa. 

En un entorno donde la rentabilidad está cada vez más condicionada por factores estructurales, la cobertura de riesgo se consolida como el nuevo estándar de gestión para promotores, IPPs e inversores en energías renovables en Europa.