El PPA ya no es opcional

España cruzó este año una línea que pocos advirtieron en su momento. A finales de agosto, el mercado mayorista acumulaba 503 horas de precios eléctricos negativos, casi todas en mitad de días soleados, con el parque solar del país a pleno rendimiento. Dos años antes, los precios negativos eran una curiosidad. Ahora son una restricción de diseño. Y han convertido un contrato que los promotores trataban como un extra deseable en aquello que decide si un proyecto llega siquiera a financiarse.

Ese era el telón de fondo de un webinar de RENMAD Invest sobre cómo hacer bancables los proyectos renovables españoles, donde tres personas sentadas en distintos lados de la misma mesa —un asesor financiero, un gestor de activos y el responsable de originación de un promotor— repasaron lo que ha cambiado. La versión corta: el contrato de compraventa de energía, o PPA, ha dejado de ser una forma de exprimir una rentabilidad mejor. Es ahora el precio de la entrada a la deuda.

De deseable a imprescindible

Manuel de Castro Zurita, socio director de Blacksalt Asset Management, ha visto crecer el mercado español de PPAs. Los contratos bilaterales siempre han existido, dijo, pero el mercado tal y como lo conocemos despegó hacia 2018, cuando se agotaron los esquemas de subvención y las renovables se volvieron lo bastante competitivas como para sostenerse solas. Los compradores corporativos adelantaron a las eléctricas como principales firmantes. Los volúmenes subieron año tras año.

Entonces los prestamistas cambiaron de opinión. «Desde hace algo más de un año, los bancos han empezado a cerrar el grifo a la financiación de proyectos puramente merchant», dijo de Castro. «En 2025 se ha convertido casi en un must, en una obligación. Quien tenga un activo renovable, si quiere apalancarlo, tiene que tener un PPA». Ese solo giro, de bancos que toleraban el riesgo merchant a bancos que lo rechazan, es lo que empuja todo lo demás. Un promotor que quiere deuda necesita un flujo de ingresos contratado, y la única forma fiable de conseguirlo es un PPA a largo plazo con un comprador solvente.

España está en el centro de esto. Lleva años siendo el mayor mercado europeo de PPAs, con en torno al 30 % del volumen continental, en buena medida porque su solar es baratísima. Pero lo barato corta por los dos lados. La solar tiene más de la mitad del mercado por volumen, y sus precios de PPA no dejan de deslizarse, hasta el punto de que un proyecto fotovoltaico por sí solo a menudo no alcanza un precio que devuelva su capital. El comprador, por ahora, tiene la pluma. «Estamos en un mercado con exceso de oferta», dijo de Castro, «así que básicamente los offtakers ponen las condiciones». En 2021 y 2022 era al revés. El péndulo ha oscilado con fuerza.

La pelea por las horas negativas

La discusión viva en las negociaciones de hoy no va del precio de portada. Va de qué pasa durante esas horas en que el precio de mercado cae por debajo de cero.

Como las plantas solares españolas no tienen ningún motivo para seguir produciendo cuando están pagando por verter, la mayoría se apaga. Por eso España acumula tantas horas negativas y a la vez un precio negativo medio poco profundo, alrededor de menos dos euros por megavatio hora en lo que va de 2025, mucho más suave que en Francia o Alemania, donde las plantas subvencionadas siguen generando pase lo que pase. Así que la pregunta pasa a ser: ¿quién se come las horas negativas dentro de un PPA?

Los offtakers, oliendo su ventaja, vienen empujando una cláusula que dice que el contrato sencillamente no liquida cuando los precios son negativos: «no settlement below zero». Suena inofensiva. No lo es, dijo de Castro, al menos no para el generador. «Si hubiéramos tenido esta cláusula en una planta fotovoltaica este año, habrían sido 503 horas, porque todas las horas de precio negativo ocurrieron en horas solares: entre el 20 y el 30 % de las horas de mayor producción. El PPA no habría liquidado, y por tanto mi precio capturado habría acabado siendo mucho más bajo que el precio teórico del PPA». Su consejo para España es el contrario: negociar un suelo de mercado en cero, de modo que las horas negativas liquiden como si el precio fuera cero, en lugar de no liquidar.

Carlos Alonso Merino, responsable de originación de clientes en España para Zelestra, ve la misma cláusula desde la silla del promotor y llega al mismo veredicto, por una razón más afilada. Todo lo que hace un promotor va dirigido a tranquilizar al banco. «Esas cláusulas donde el offtaker no está obligado a liquidar en escenarios de precio negativo no juegan a favor de la robustez que busca el prestamista», dijo. «En nuestra opinión y por nuestra experiencia, creemos que esas cláusulas no son bancables». A los precios negativos los llama «el elefante en la habitación del que nunca quisimos hablar». Para Zelestra, liquidar incluso a través de horas negativas es casi un mandato: sin eso el project finance no cierra, y si el project finance no cierra, no hay proyecto.

Ahí está la paradoja en el corazón de la cláusula de precio negativo. El offtaker gana la cláusula en la sala de negociación y debilita el contrato mismo del que depende para que la planta se construya.

No te fíes del backtest

Si hay un aviso de este webinar que merece quedar clavado encima de la mesa de todo comité de inversiones, llegó de Vicente Jorro, socio fundador de Agere Energy Infrastructure Partners y, por su propia y risueña admisión, el más veterano del panel. Su tema eran las baterías, y la trampa de dimensionar una mirando hacia atrás.

Repasó un proyecto fotovoltaico real en Andalucía. Con el histórico de 2024, una batería de dos horas atornillada a esa planta habría capturado unos 62 euros por megavatio hora a lo largo del año, frente a una captura media de 42 euros para la solar española: una mejora de 20 euros. Una batería de cuatro horas habría capturado alrededor de 75. Repite el mismo ejercicio histórico con distintas configuraciones y las dos horas parecían el punto óptimo, cómodamente por delante de las cuatro.

Y entonces le dio la vuelta al argumento. «¿Cuál es el riesgo de hacerlo de una forma tan simplista, usando solo datos históricos y no proyecciones de futuro?», preguntó. «Puedes llegar a una conclusión equivocada. Si hiciéramos este estudio con precios forward, probablemente la conclusión habría sido completamente distinta: lo más seguro es que nos estuviera diciendo que instalemos al menos cuatro horas». Un backtest te dice qué habría sido óptimo para un mundo que ya ha ocurrido. La batería tiene que ganarse el sueldo en el mundo que viene, donde la curva de precios es más empinada y las ventanas de arbitraje más anchas. «Es importante hacer aquí un estudio muy serio y no intentar hacer algo demasiado simplista», dijo. «Es demasiado peligroso».

Ese hueco entre el retrovisor y el parabrisas es exactamente lo que hace difícil financiar el almacenamiento. Como lo puso Jorro, cuando apalancas una batería standalone, «lo que estamos vendiendo no es un precio de ingreso, es volatilidad, y a un financiador clásico eso le hace explotar la cabeza». Por eso las primeras operaciones bancables de baterías en España llegarán probablemente vestidas de contratos de tolling: el promotor le vende la volatilidad a un trader y le entrega al banco un precio fijo que pueda poner de verdad delante de un comité de riesgos.

Curvas exóticas y la búsqueda del producto ganador

Con los PPAs solares simples estrujados y las baterías simples difíciles de bancar, el mercado improvisa. El menú antiguo tenía dos formas, un perfil de horas solares o un baseload, y el comprador elegía una. Ahora, dijo de Castro, el almacenamiento está abriendo «semibaseload, top-bottom, un número infinito de alternativas», aunque los offtakers todavía rondan la novedad con recelo. Los contratos se vuelven más ingeniosos al mismo tiempo que más difíciles de poner en precio.

Dos fuerzas estructurales enmarcan todo esto. Las garantías de origen, los certificados que permiten a un comprador reclamar energía verde, se han convertido en un motor por derecho propio y no en una nota financiera al pie. Y la adicionalidad muerde a partir de 2027: los compradores quieren cada vez más proyectos que no se habrían construido sin su firma, lo que está empujando las fechas de arranque de los PPAs más allá de ese año.

Alonso Merino es honesto: nadie ha dado todavía con el formato. Zelestra ya ha firmado su primer PPA de baterías, en una planta del suroeste peninsular, y su primera operación híbrida de solar más almacenamiento. Pero el contrato ideal sigue ahí fuera. «Todavía no hemos encontrado entre todos el producto ganador», dijo. «La propia evolución del mercado nos llevará a un producto ganador con el que el offtaker se sienta cómodo y que entienda, porque además es un producto muy complejo, y que el promotor se sienta cómodo financiando». Curvas híbridas fijas, perfiles desplazados a la noche que cubren el diferencial, descuentos ad hoc por bandas de precios negativos: la industria lo está probando todo, a la espera de ver qué cuaja.

El instrumento de la bancabilidad

Da un paso atrás y el arco se ve claro. Hace una década el PPA era una palanca para una rentabilidad algo mejor. Hoy es la viga maestra de toda la financiación: el documento que un prestamista lee primero, la cláusula de la que vive o muere una negociación, la razón por la que una batería se construye o se aparca. Ha adquirido suelos y techos, umbrales de fracción comprada por encima del 70-75 %, contrapartes con grado de inversión, penalizaciones por terminación, garantías de origen, y una discusión sobre horas negativas que se ha convertido en el indicador de quién manda en el mercado. Nada de eso existía en los contratos primeros y más sencillos. Todo eso existe porque ahora el contrato tiene que hacer el trabajo que el mercado merchant hacía solo.

La oportunidad, para quien esté atento, es que el instrumento se sigue inventando. Quien diseñe la curva que un offtaker nervioso entienda y un banquero nervioso pueda apalancar se quedará con la siguiente fase del despliegue energético español. El producto ganador todavía no está aquí. Pero el mercado que lo necesita es muy grande, y no piensa esperar.

El PPA solía ser eso que añadías para endulzar una operación. Ahora es la operación.

El webinar completo está disponible para ver bajo demanda en ATA Insights, y la conversación continúa en persona en RENMAD Invest, Madrid, el 27 de enero.