Este 29 de abril la CNMC publicó: Estudio sobre los Power Purchase Agreements (PPAs), los contratos de electricidad renovable a largo plazo para difundir cómo funcionan, cuáles son sus características y estructuras contractuales, sus ventajas y riesgos, así como el marco regulatorio de supervisión que les aplica.

Tomando como referencia los datos de PEXAPARK sobre el 2022, la Comisión expuso que el mercado español fue el más activo con un total de 3.717 MW, seguido de Irlanda con 907 MW. [Ver análisis de la situación actual de la firma de PPAs en España]

Asimismo, elaboró un detalle de cómo la modificación del mercado eléctrico próxima a obtener el último sí para la puesta en marcha definitiva introduce instrumentos de contratación a plazo que permitan mitigar el impacto de los mercados de corto plazo en el precio percibido por los consumidores finales.

Es por ello que analiza la relación entre este tipo de contratos a plazo y los negociados a través de los mercados organizados de futuros, con el fin de identificar situaciones de potencial complementariedad o sustituibilidad.

En principio destaca que los PPAs y los contratos negociados en los mercados organizados tienen diferencias significativas en sus características. 

Mientras que los primeros son mayormente contratos complejos negociados bilateralmente entre las partes, con cláusulas y condiciones específicas que los hacen altamente flexibles y adaptables a las necesidades individuales; por otro lado, los contratos de futuros en los mercados organizados suelen tener características estandarizadas.

Estas diferencias estructurales revelan ventajas y desventajas. 

De esta manera, la CNMC ejemplifica que la flexibilidad de los PPAs los hace ideales para adaptarse a las necesidades específicas de las partes, pero su negociación compleja y prolongada los expone a cambios en el mercado. 

En contraste, los contratos estandarizados en los mercados organizados se ejecutan de manera inmediata, pero carecen de la adaptabilidad de los PPAs.

Además, añade que la gestión del riesgo de contraparte difiere entre los dos tipos de contratos. Mientras que en los PPAs el riesgo requiere una gestión bilateral específica, en los contratos negociados en mercados organizados este riesgo se elimina con la novación de los contratos en la cámara de contrapartida central (CCP) del mercado.

Otras diferencias incluyen el horizonte temporal de cobertura, las motivaciones de las empresas para firmar PPAs o negociar en los mercados a plazo, y los requisitos de calificación crediticia para los compradores de energía en los PPAs.

A pesar de estas diferencias, el estudio enfatiza en que existe una interacción entre ambos tipos de contratos. 

Por ejemplo, el precio de la energía acordado en los PPAs puede influir en la decisión de optar por un PPA o negociar en los mercados a plazo. 

Además, los PPAs reducen la necesidad de posiciones en los mercados a plazo, lo que afecta a su liquidez, aunque en algunos casos, los compradores pueden buscar exposición al precio del mercado para aprovechar momentos de precios más bajos.

En términos de supervisión, los PPAs están sujetos a regulaciones específicas, como el Reglamento REMIT, la Directiva MiFID II y el Reglamento EMIR. 

Estas regulaciones establecen obligaciones de comunicación de datos y requisitos para la gestión de riesgos, tanto en el ámbito eléctrico como financiero, esenciales al negociar PPAs para garantizar el cumplimiento normativo y la transparencia en los mercados.