Dada la gran incertidumbre existente dada la volatilidad de precios y las diferentes normativas que intervienen los mercados, los PPAs han resultado más que atractivos para el sector energético. 

En entrevista con Energía Estratégica España, Francisco del Río de Pablo, Associate Director de Power Sales Europe, afirma que la tendencia de los precios seguirá en alza durante el 2023. 

Asimismo, declara que el español es el mercado preferido en Europa y destaca cuáles son los aspectos a tener en cuenta para la firma de PPAs. 

¿Cómo se ha comportado el mercado de PPAs durante este 2022? 

El mercado sigue creciendo, en línea con lo que venía ocurriendo en el 2021. 

La invasión de Rusia a Ucrania fue un punto importante que ahondó la dependencia del gas ruso y, junto con el sabotaje del Nord Stream I, dispararon los precios del gas y como consecuencia, la tensión se trasladó a los mercados eléctricos.

Todo esto ocurrió en un marco de sequía y de poca disponibilidad en el parque nuclear francés, aumentando la demanda de gas, otro factor clave para la tendencia. 

Además, el principal desafío fue y continúa siendo la incertidumbre regulatoria, con medidas como los caps a los ingresos de los productores o el tope al gas. 

Aunque esto limita el apetito inversor, no resultó una afectación significativa. Incluso, el aumento de precio resultó en un mayor interés del sector empresarial por contratar PPAs. 

Por otro lado, en marzo tuvo lugar un hito administrativo que dejó fuera algunos de los nuevos proyectos renovables y el próximo 25 de enero también será clave para conocer con cuánta oferta de energía verde contará España para los años venideros. 

En la medida que gran parte de ellos pierdan sus avales, existirá menos oferta disponible. 

Por último, otro de los aspectos a tener en cuenta es el aumento inflacionario y, por tanto, del CAPEX.

Todos estos factores desbalancean la oferta de PPAs respecto a la demanda y empujan el precio hacia arriba. 

¿A qué plazos se están cerrando los PPAs actualmente? 

El plazo estándar sigue siendo a 10 años, en promedio, aunque hay algunos corporativos, por ejemplo, que se cierran en 15 con la expectativa de que se reduzcan los costes, pero depende mucho del perfil del consumidor. 

En el caso de aquellos que no tienen tanta experiencia se sienten más cómodos entre 5 y 10 años igual que los utilities que no quieren asumir más riesgos.

Desde el punto de vista del productor, se están dando contratos por debajo de los cinco años, dada la situación regulatoria, muchas veces encuentran más atractivo irse al spot. 

Solo si hubiera un descenso sustancial de los precios del mercado eléctrico y se eliminaran los condicionantes que topan el valor, podrían observarse cambios, pero no parece que vaya a ser así. 

¿Cuál fue la tecnología que mejor PPAs cerró en cuanto a precios y plazos? 

La fotovoltaica tiene los precios más competitivos en España dada las condiciones del territorio, algo similar a lo que ocurre en los países nórdicos con la eólica. 

¿Cómo evalúa el mercado español respecto a otros europeos? 

Es el mercado más atractivo de Europa: por la disponibilidad de recursos, por las expectativas en cuanto a las renovables, con suficiente espacio para continuar instalando y con una red eléctrica robusta que puede asimilar niveles altos de inserción. 

La incertidumbre regulatoria hace que el interés sea un poco menor pero es parte de lo que se ve en otros mercados europeos también, por lo que no resulta un retroceso significativo por el momento. 

Aunque es un mercado más de utilities, hay muchas empresas que están optando por estos contratos para esquivar la volatilidad de precios.

Esto es una gran sorpresa ya que son sectores que no estaban acostumbrados a este tipo de mercados y hoy valoran mucho la experiencia de los gestores de activos renovables, como NTR. 

¿Se espera que otras tecnologías renovables sobresalgan el próximo año?

La fotovoltaica seguirá teniendo un papel protagonista, pero se espera que el almacenamiento y las hibridaciones crezcan aún más en este 2023. 

Siguen faltando desarrollos regulatorios para que el almacenamiento despegue pero las combinaciones entre tecnologías se irán viendo cada vez más en los próximos años. 

A medida que se va instalando cada vez más fotovoltaica, será necesario incorporar más almacenamiento como ocurrió en otros países de Europa. 

Con subastas y régimenes económicos se irá fomentando y adaptando para que las diferentes tecnologías y el hidrógeno den flexibilidad a la red y puedan conseguir un mix exitoso.