Precios negativos y su impacto en los PPAs en Iberia

En abril de 2024, el Mercado Ibérico Diario registró su primer precio de energía negativo, una tendencia que se ha mantenido durante periodos de sobreoferta energética, con efectos dominó en todo el mercado. La incidencia de precios negativos ha afectado a los activos comerciales, los activos subvencionados y los sujetos a PPAs, en distintos grados. En el caso de los PPAs, el impacto depende de las condiciones de liquidación y de si ofrecen protección contra precios negativos.

¿Por qué se dan los precios negativos?

En primer lugar, es importante comprender por qué surgen los precios negativos y por qué solo aparecieron en España en 2024, a pesar de ser comunes en otros mercados europeos. Según Aurora Energy Research, los precios negativos pueden deberse a varios factores:

Generación inflexible: activos incapaces de modular la producción pujan negativamente para asegurar el despacho en el orden de mérito y evitar costos de desequilibrio

Garantías de Origen (GdO): activos ofertados ligeramente por debajo de cero para garantizar la producción y emisión de GdO

Subvenciones: los activos compiten negativamente para asegurar subsidios basados ​​en la producción

Participación en servicios auxiliares: las plantas pujan negativamente en el mercado del día siguiente para asegurar el despacho, lo que les permite regular a la baja y obtener ingresos adicionales.

PPAs: los contratos que exigen niveles mínimos de generación o se liquidan a precios negativos pueden incentivar las ofertas negativas para garantizar el despacho.

Según Aurora, el último punto es crucial para los activos con ingresos contractuales. Tener un PPA que cubra precios negativos puede afectar significativamente la viabilidad de los activos renovables.

En 2024, un activo solar fotovoltaico en España generó aproximadamente el 20% de su producción a precios cero o negativos. Para un activo con un PPA de pago por producción que excluye dichos precios, esto significa que el 20% de la generación contratada normalmente no se liquidaría bajo el PPA. Suponiendo un volumen contratado del 75%, esto implica una caída del 14% en los ingresos totales (comerciante, PPA y GoOs) por MWh, en comparación con un PPA idéntico con precios cero o negativos al mismo precio de ejercicio.

Un análisis similar para la energía eólica terrestre indica que el 10% de la generación se produjo a precios cero o negativos en 2024, lo que resultó en una disminución del 7% en los ingresos totales por MWh.

Cómo mitigar el riesgo de precios negativos

Los generadores tienen varias opciones. Quienes inicien negociaciones de PPA deberían considerar mecanismos de reparto de riesgos entre el vendedor y el comprador, debidamente incluidos en el PPA. Las cláusulas de conciliación pueden incluir:

· Un umbral por debajo del cual se excluyen los precios negativos

· Un límite en los volúmenes o valores liquidados a precios negativos

· Liquidación basada únicamente en la diferencia entre cero y el precio de ejercicio

Según Aurora, este tipo de cláusulas son cada vez más habituales en Iberia, pero es esencial que el riesgo esté correctamente incluido en el precio del acuerdo.

Sin embargo, esto podría no ser viable con todos los compradores, y muchos contratos existentes no incluyen esta cobertura. En estos casos, Aurora propone dos estrategias que pueden ser útiles:

1. Participación en servicios auxiliares

Las energías renovables pueden participar cada vez más en los mercados auxiliares. En 2023, las energías renovables representaron 2,8 TWh de volumen de servicios auxiliares, lo que representa un aumento de diez veces desde 2018. Los activos pueden recibir precios diarios negativos, pero obtienen una compensación en los mercados auxiliares o en tiempo real al reducir la producción. Si bien algunos servicios, como la aFRR, son pequeños y pueden saturarse, este enfoque puede mitigar los impactos a corto plazo.

2. Coubicación con almacenamiento

El almacenamiento ayuda a reducir la restricción económica y permite vender energía a precios más altos. También permite contratos de compra de energía híbridos o con acuerdos de compra de energía (PPA), que pueden generar una prima y reducir los costos de configuración para los generadores.

Los precios negativos son ya una realidad en los mercados energéticos ibéricos y Aurora prevé que persistan. El mercado debe adaptarse con contratos de compraventa de energía (PPA) que evalúen adecuadamente este riesgo y estrategias como la coubicación con almacenamiento y la gestión activa de la energía.