Los precios de los PPA caen un 3,5% en España mientras aumentan un 5% en Europa

El índice EURO Composite de la consultora suiza Pexapark aumentó un 5,0% en septiembre, impulsado por la subida de los precios eléctricos a plazo en la mayoría de los mercados europeos. El encarecimiento del gas se trasladó a los valores razonables de los PPA, aunque los ajustes de calibración también explicaron parte de los movimientos.

Gran Bretaña registró la mayor subida mensual, del 10,9%, seguida de Italia y Polonia, con un 6,9%; los países nórdicos, con un 4,3%; y Países Bajos, con un 4,1%. Alemania y Francia subieron un 3,6% y un 3,1%, respectivamente. La excepción fue la península ibérica: los precios de los PPA descendieron un 3,5% en España y un 1,4% en Portugal.

Pexapark recalibró además los valores razonables de los PPA en Dinamarca, después de que los compradores ampliaran los descuentos por riesgo aplicados a sus precios. El ajuste redujo en torno a 5 €/MWh los valores anuales de carga base a diez años desde 2028, aunque la corrección al alza de las curvas de captura mitigó parcialmente el efecto en los PPA de pago por producción. En Polonia, una actualización de la curva horaria de precios a plazo elevó el valor adicional disponible para PPA solares hibridados con BESS.

La contratación de PPA recuperó actividad tras el periodo estival. En septiembre se anunciaron 25 acuerdos por aproximadamente 1,2 GW de capacidad declarada, frente a los 14 contratos y 335 MW de agosto. Los compradores corporativos concentraron 21 operaciones y cerca de 1,1 GW, el 92% de la capacidad dada a conocer. Destacó el contrato de Google a 22 años y 507 MW para respaldar la extensión de vida de la central nuclear de Loviisa, en Finlandia.

La eólica terrestre superó en MW a la fotovoltaica, con 281 MW y 276 MW, respectivamente, y los proyectos solares hibridados con BESS sumaron otros 167 MW. Italia lideró el número de operaciones, con siete acuerdos: seis pequeños PPA de autoconsumo in situ y el PPA virtual de Amazon para 156 MW de la planta agrovoltaica Big Fish, en Sicilia.

Los acuerdos de compraventa de flexibilidad (FPA) también aceleraron en septiembre. Se anunciaron 16 acuerdos en Europa, equivalentes a unos 2,1 GW y 4,7 GWh de capacidad contratada, más del doble de los 869 MW y 2,4 GWh de agosto. Cuatro contratos de tolling concentraron 925 MW, incluido el acuerdo a diez años y 400 MW entre Statkraft y Greenvolt, el primero de este tipo anunciado en Polonia. Los contratos con suelo de ingresos y reparto de beneficios abarcaron 548 MW, mientras que las estructuras merchant con reparto de ingresos se limitaron a 80 MW, reforzando el giro hacia fórmulas de cobertura.

Los PPA híbridos ganaron peso con tres anuncios, el máximo mensual registrado hasta ahora y un tercer trimestre récord para estas estructuras. Zelestra firmó con Salzgitter un PPA híbrido en el que la siderúrgica comprará la producción de 147 MW solares y 79 MW/237 MWh de baterías, cargadas exclusivamente con energía de las plantas solares. El acuerdo refleja el interés creciente de los consumidores industriales por incorporar almacenamiento para dotar de mayor firmeza a su suministro renovable. También destacaron el acuerdo de Statkraft con Wattmanufactur en Alemania y el PPA de Shell para el proyecto Arcos de la Frontera de Abei Energy en España, ambos con estructuras que combinan generación solar y optimización del almacenamiento.

En el ámbito regulatorio, República Checa propone elevar de 1 MW a 100 MW el umbral que exige autorización para nuevas instalaciones de generación, con entrada en vigor prevista para septiembre de 2027. La Comisión Europea ha planteado un sistema de calificación de sostenibilidad para centros de datos de más de 500 kW, que evaluará uso energético y de agua, recuperación de calor e integración en red.

Grecia movilizará 2.300 millones de euros para descarbonizar sus islas, incluidos 977 millones para renovables con almacenamiento. En Italia, ARERA ha fijado en 27.000 €/MWh/año la prima máxima de la segunda subasta MACSE, prevista para noviembre y con entrega en 2029. El regulador eleva así la referencia anterior ante el aumento de costes de baterías y EPC.

En Reino Unido, Ofgem consulta una tasa de compromiso dirigida a tecnologías con una capacidad en cola de conexión muy superior a los objetivos nacionales. El BESS es el principal afectado: hay alrededor de 90 GW operativos o con estatus Gate 2 frente a una necesidad estimada de 29 GW en 2035. Paralelamente, el Gobierno ha anunciado Great British Grid para acelerar la inversión en redes.