Antes de que Estados Unidos e Israel atacaran Irán el 28 de febrero de 2026, los contratos corporativos de compraventa de electricidad a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) eran, para la mayoría de las empresas europeas, principalmente un instrumento de sostenibilidad. Ahora se han convertido en una herramienta para protegerse frente a los altos precios, según un análisis de IEEFA.
Los equipos de compras solían firmar PPA para cumplir objetivos medioambientales, sociales y de gobernanza (ESG), así como con los requisitos de información sobre emisiones. La dirección de las compañías asumía la prima sobre los precios mayoristas de la electricidad como el coste necesario para cumplir con esas obligaciones. El argumento de la seguridad energética existía en teoría, pero rara vez se había puesto a prueba.
La guerra de Irán de 2026 ha cambiado este planteamiento con mayor rapidez que cualquier intervención regulatoria de la última década. Empresas que en enero de 2026 se preguntaban si estaba justificado pagar una prima por un PPA se encuentran ahora frente a precios mayoristas del mercado diario de entre 120 y 150 euros por megavatio-hora (€/MWh) en Alemania e Italia. Para las industrias con un elevado consumo eléctrico, la pregunta ha cambiado: ¿por qué seguimos expuestos a esta volatilidad?
El gas fija el precio marginal
El gas fija el precio marginal de la electricidad durante una parte significativa de las horas en países como Alemania e Italia, como ha señalado el IEEFA. Esto se debe a que las centrales de gas suelen ser las últimas —y más caras— en entrar en funcionamiento para cubrir la demanda. Las interrupciones continuadas en el estrecho de Ormuz han elevado los precios del gas en Europa y, con ellos, los precios mayoristas de la electricidad. Esta situación ha vuelto a poner el foco en los PPA. Las empresas han acelerado las decisiones sobre contratos que ya estaban en proceso de negociación y, en varios casos, han reactivado operaciones que habían quedado paralizadas a la espera de aprobación.
Los precios actuales de los PPA en Europa se sitúan entre 60 y 85 €/MWh, según la plataforma de precios LevelTen Energy. Esto equivale aproximadamente a la mitad de los 120-150 €/MWh que alcanza la electricidad en el mercado spot durante los periodos de tensión, según datos de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E).
Para los fabricantes con un elevado consumo energético, los operadores de centros de datos y los grandes distribuidores, la cuestión ya no es si los PPA justifican la prima. La pregunta es por qué no tienen más contratos de este tipo. Es un planteamiento muy diferente del que predominaba hace apenas 12 meses en buena parte de las industrias europeas intensivas en electricidad.
Del cumplimiento normativo a la gestión del riesgo
La capacidad anual contratada mediante PPA en Europa alcanzó un máximo de 17,1 gigavatios en 2023. Desde entonces, las condiciones de estos contratos han cambiado de manera significativa.
El paso de una contratación de PPA impulsada por la sostenibilidad a otra orientada a la gestión del riesgo está dando lugar a contratos fundamentalmente diferentes. Los PPA vinculados a objetivos de sostenibilidad suelen tener plazos largos y precios fijos. Su finalidad es ofrecer estabilidad en la contabilidad de emisiones y avanzar en los objetivos de descarbonización. Garantizar durante 15 años el suministro de electricidad renovable permite alcanzar ambos objetivos.
En cambio, la contratación orientada a la gestión del riesgo prioriza la protección frente a las subidas de precios por encima de la certeza sobre el precio a largo plazo. El resultado es un mercado que se desplaza hacia contratos de cinco a diez años, con precios mínimos y máximos y cláusulas de indexación, características que la plataforma de precios Pexapark identifica como habituales en las operaciones más recientes. Hace tan solo tres años eran opciones minoritarias.
Un precio mínimo de 50-55 €/MWh protege al promotor si la guerra de Irán termina y los precios del gas bajan. Un techo que limite el precio pagado por los compradores a 90-100 €/MWh aporta previsibilidad presupuestaria. La indexación vinculada a los precios del gas o del mercado de carbono sustituye a las subidas anuales de precios y refleja un mercado que ahora incorpora el riesgo asociado a las materias primas.
Varios promotores también están optando por vender en el mercado spot entre el 30% y el 40% de la producción de sus proyectos, en lugar de contratarla íntegramente. Con ello apuestan por que el actual entorno de precios se mantenga, al tiempo que se exponen a la volatilidad de los precios mundiales del gas.
Los contratos innovadores ganan protagonismo
La contratación basada en la gestión del riesgo pone de manifiesto un problema estructural que la contratación centrada en la sostenibilidad podía ignorar en gran medida: el desfase entre el momento en que las instalaciones renovables producen electricidad y aquel en el que el mercado asigna los precios más elevados a esa electricidad.
Los repuntes de precios provocados por el gas tienden a producirse durante las horas punta de la tarde. Al mismo tiempo, el aumento de la generación solar está empujando cada vez más los precios de la electricidad a mediodía hacia cero o incluso por debajo de cero en mercados como Alemania, España e Italia. Los proyectos solares ubicados en mercados con una elevada penetración fotovoltaica obtienen menos ingresos que el precio de la electricidad de base precisamente cuando su producción alcanza el máximo.
Un PPA diseñado para proteger frente a los precios elevados no puede limitarse a suministrar electricidad cuando esta es barata y abundante. Debe cubrir las horas en las que los precios se disparan.
La respuesta está siendo un rápido desplazamiento hacia contratos PPA capaces de suministrar electricidad precisamente cuando el riesgo de costes es mayor. Estos contratos incorporan estructuras de perfil horario, diferenciación entre periodos diurnos y nocturnos, combinaciones híbridas de solar, eólica y almacenamiento, así como productos respaldados por baterías capaces de ofrecer un suministro equivalente al de carga base.
Lo que hace dos años requería estructuras contractuales diseñadas a medida se está convirtiendo en un requisito habitual en las operaciones de mayor tamaño.
Reservas por parte de los productores
Aunque muchos compradores consideran ahora los PPA una vía para protegerse financieramente, el lado de la oferta mantiene sus reservas. Por ello, el aumento de la demanda no se ha traducido automáticamente en una aceleración de las operaciones.
Firmar un PPA a 75-85 €/MWh significa que los promotores renuncian a los 120-150 €/MWh que podrían obtener vendiendo la electricidad en el mercado spot. Varios promotores en Alemania e Italia están optando por mantener su exposición al mercado spot en lugar de fijar ingresos mediante contratos a los precios actuales.
Los bancos que financian proyectos también están endureciendo sus condiciones. En muchos casos exigen mayores márgenes de seguridad para el pago de la deuda, precios mínimos garantizados en los PPA y contratos de menor duración.
Esto genera un desajuste: los prestamistas exigen cobertura mediante PPA durante los 10 a 15 años que dura el préstamo, mientras que el mercado demanda contratos de cinco a siete años. El resultado es un déficit de financiación durante la segunda mitad del plazo del préstamo que los promotores deben cubrir con los ingresos previstos del mercado spot o mediante aportaciones adicionales de capital.
La reforma del diseño del mercado eléctrico de la Unión Europea, que contempla contratos por diferencias bidireccionales, está llevando a algunos promotores a optar por una mayor seguridad de ingresos respaldada por el Estado en lugar de recurrir a PPA corporativos, especialmente en los países que cuentan con programas de subastas.
Una nueva era para los PPA
El cambio en la demanda de PPA no depende de que la guerra de Irán se prolongue. El almacenamiento de gas de la UE se encontraba al 27,6% de su capacidad a comienzos de abril de 2026, muy por debajo del 58,5% registrado en el mismo momento de 2024.
Esto deja a la Unión Europea estructuralmente escasa de gas y expuesta al próximo shock de precios, por lo que el incentivo para cubrirse frente al riesgo no desaparecerá cuando termine la guerra de Irán. La exposición estructural de los precios mayoristas de la electricidad al gas tampoco ha cambiado. Un alto el fuego no elimina esa vulnerabilidad.
La memoria de la crisis energética de 2022 ya ha sobrevivido a 18 meses de normalización de los precios. Los consumidores industriales no olvidarán los precios spot de 120-150 €/MWh que han tenido que afrontar en 2026 cuando los precios del gas en el Title Transfer Facility (TTF) —el principal mercado de referencia para la negociación de gas en Europa— vuelvan a situarse en torno a los 40 €/MWh.
Europa cuenta con una sólida cartera de proyectos renovables capaz de atender la demanda de PPA. El mercado de contratos de compraventa de electricidad que surja tras la guerra de Irán será más sofisticado desde el punto de vista financiero, estará más diferenciado geográficamente y será más complejo de gestionar que el que existía antes de febrero de 2026.
Pero su base de demanda se sustenta ahora en la seguridad energética, y no únicamente en la sostenibilidad, lo que es un fundamento considerablemente más sólido y duradero para el mercado de PPA.
Deja tu comentario
Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Todos los campos son obligatorios