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julio 29, 2024

PPA: ¿Vuelven los contratos de carga base de energía renovable?

Miguel Marroquin menciona que recientemente ha habido un interés renovado en los contratos para que el proveedor suministre una cantidad mínima constante de electricidad durante las 24 horas, aunque enfatiza que este enfoque “no es ideal”.
By Milena Giorgi

By Milena Giorgi

julio 29, 2024
Se están firmando PPA renovables en tiempo record y a precios cada vez más bajos ¿Vuelven los contratos de carga base de energía renovable? volatilidad

Recientemente, ha resurgido un interés en los contratos de carga base, una modalidad que parecía haber quedado relegada en favor de otras formas de acuerdos más flexibles y adaptados a la naturaleza intermitente de las fuentes renovables. 

Este tipo de contratos, también conocidos como acuerdos de suministro continuo, se caracterizan por la obligación del proveedor de entregar una cantidad constante de electricidad durante todo el día, los siete días de la semana. 

Esta estructura es más común en fuentes de energía convencionales, como el carbón o la nuclear, donde la generación es constante y predecible. En el caso de las energías renovables, particularmente la solar y la eólica, la generación es intermitente y depende de factores climáticos, lo que hace que la implementación de contratos de carga base sea un desafío.

Sin embargo, los precios bajos registrados por el pool en los primeros meses del año han incentivado a los promotores, principalmente de solar fotovoltaica, a tomar el riesgo de ofrecer este tipo de acuerdos en búsqueda de mayores ingresos. 

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Así lo menciona Miguel Marroquín, Director General de la agencia Our New Energy, quien reconoce que las cifras de entre 50 y 70 €/MWh que puede cerrar un contrato de carga base marca la diferencia entre los niveles históricamente bajos del Pool en el primer semestre: en febrero 40 €/MWh, marzo 20,31 €/MW, abril 13,67 €/MWh y junio 56,08 €/MWh. 

Sin embargo, se posiciona en contra de este tipo de instrumentos, subrayando que este enfoque no es ideal debido a las características intrínsecas de la generación renovable. 

“El problema está en que los precios durante la noche no caen y el productor solar que no genera energía tiene que pagarle al banco por no cumplir con la carga base”, describe el consultor.

En diálogo con Energía Estratégica España, explica que hace unos cinco años esta metodología se había puesto en tendencia pero cayó rápidamente debido a que los bancos pierden la confianza en los proyectos. 

Asimismo, aclara que por el momento el precio de entre 50 y 70 €/MWh tampoco amortiza la instalación de baterías incorporadas a los parques fotovoltaicos, por lo que tampoco es una solución viable hasta el momento. 

¿Confusión en precios de PPAs?

La volatilidad de los precios del mercado diario se trasladó rápidamente a la de los PPAs al inicio de este 2024. De hecho, Marroquín advertía que a finales de este año podrían verse cifras de 30 €/MWh

El último informe de Pexapark menciona que en el mes de junio se registraron precios de 50 €/MWh, lo que significa un 1,5% menos que los de mayo, que rondaban los 50,8 €/MWh. Mientras que en España se registraron caídas del 0,2%, aunque es el país que tiene los acuerdos más baratos. 

En cuanto a precios, Marroquín señala que muchos compradores buscan justificar un precio menor a 30 €/MWh para energía solar fotovoltaica. 

No obstante, sostiene que actualmente la cifra más baja a la que podría llegar un productor competitivo puede ser de 35 €/MWh. 

Esta situación está marcada por una alta expectación e incertidumbre respecto a la volatilidad. Por ello añade que esta competencia también ha llevado a una parálisis en algunas negociaciones, ya que los compradores se muestran cautelosos ante cambios en el mercado y la incertidumbre regulatoria.

“Hoy podemos decir que se están negociando los mismos acuerdos que desde principio de año, que son aproximadamente 1,5 GW de renovables”, indica el referente de Our New Energy. 

En un periodo corto, los precios pueden fluctuar drásticamente, pasando de valores extremadamente bajos a picos elevados. Esta variabilidad dificulta la planificación y la toma de decisiones para los generadores y compradores de energía. 

En este contexto, los PPAs deben ser estructurados de manera que permitan cierta flexibilidad y capacidad de adaptación a las condiciones cambiantes del mercado.

De esta manera, Marroquin comenta que los contratos tradicionales, con precios fijos a largo plazo, están siendo reemplazados por acuerdos más dinámicos que incluyen cláusulas de ajuste de precios y mecanismos para gestionar los periodos de precios negativos o extremadamente bajos. 

En esta línea, posiciona a la eólica como la tecnología preferida por los compradores pero la menos promovida por los vendedores “debido al rechazo social” que desalienta a los empresarios a arriesgar sus inversiones en proyectos que pueden demorarse por años. 

Cabe recordar que actualmente existen casi 2 GW eólicos judicializados, frenados por el Tribunal Superior de Justicia de Galicia debido a los amparos presentados por organizaciones protestantes. 

Por último, otro de los cambios observados por el consultor experto en PPAs es que el porcentaje de capacidad reservada para la venta entre privados cada vez es más alto, de modo que los productores buscan asegurar su venta y un ingreso fijo. 

“Mientras que antes las plantas destinaban un 70% a los PPAs y el 30% se usaba para maniobrar en otros mercados, hoy se ven más acuerdos que fijan el 80, 90 y hasta el 100 por ciento de la capacidad de generación”, añadió Marroquin. 

Este escenario refleja el momento de reflexión y debate que atraviesa el sector energético frente a una transición energética inminente que avanza y a la que todos los actores que forman parte deberán adaptarse.

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