Los contratos de energía verde a largo plazo se ponen de moda

Hace cosa de una década que las siglas PPA, correspondientes a Power Purchase Agreement o, lo que es lo mismo, acuerdo a largo plazo de compra de energía empezaron a sonar en el sector eléctrico mundial. Sin embargo, en España hasta finales de 2017 eran unas grandes desconocidas. En los últimos meses se han puerto de moda con un goteo continuo de anuncios de contratos de este tipo debido al elevado precio de la factura de la luz y a la necesidad de encontrar garantías de financiación para la construcción de parques, ante el aluvión de renovables que hay por instalar en España y la falta de primas.

La teoría. Un PPA es un acuerdo para la compraventa de electricidad a largo plazo (suelen tener una duración de 10 años) a un precio, más o menos fijo, entre un generador de energía y un cliente final. El que compra consumidor de luz- se ahorra un dinero porque tendrá un suministro de energía a un precio más barato y estable que el que podría encontrar en el mercado y además puede predecir costes, y el que vende productor de electricidad- se asegura un ingreso fijo durante un periodo largo de tiempo y, por tanto, estabilidad en sus inversiones. Además, hay que sumar el componente 'verde' que supone la generación de energía cien por cien limpia, y que da puntos en la RSC de las empresas.

La práctica. Cada vez, los PPA se están sofisticando más y apostando por fórmulas de precios más complejas y la llegada de nuevos actores, entre ellos, fondos de inversión extranjeros o pequeñas eléctricas que compran generación para revender a sus clientes.

En julio de 2017, la eléctrica Edp firmó el que se considera el primer acuerdo de este tipo en España, con Calidad Pascual, por un tiempo de cinco años. Un año después, Iberdrola hizo lo propio con el banco Kutxabank, la teleco Euskaltel y la distribuidora Uvesco (que gestiona la enseña BM Supermercados) que consumirán electricidad renovable procedente de la planta fotovoltaica Nuñez de Balboa que la eléctrica acaba de empezar a construir en Usagre (Badajoz) gracias a los ingresos que garantiza ese suministro.

En 2019, Iberdrola firmó otro PPA con Nike, sobre el complejo eólico de Cavar (Navarra). Endesa tiene uno con el banco BBVA, sobre la construcción de un parque eólico que estará disponible en el 2020. Y Energya VM, empresa del grupo Villar Mir, con Foresight Group. Estas son algunas de las 'firmas' que se conocen de los PPA creados en España, un mercado todavía incipiente cuyas empresas tienen acuerdos fuera como Iberdrola con Google en Estados Unidos o Naturgy con una administración local en Australia.

MÁS COMPETENCIA EN EL MERCADO

Los PPA son una oportunidad única para las pequeñas comercializadoras de luz que pueden adquirir más generación eléctrica para ofrecer a sus clientes y así crecer en un mercado repleto de empresas tradicionales; así como para grandes inversores y generadores internacionales que pueden, de esta forma, introducirse en el mercado renovable español con relativa facilidad.

La comercializadora catalana Audax tiene generación propia pero esta solo cubre a un 5% de su cartera de clientes, por lo que necesita 'comprar' más energía para revenderla. Audax firmó con Cox Sonnedix -joint venture formada por el desarrollador español Cox y el vehículo de inversiones de JP Morgan- un gigantesco PPA de 660 megavatios repartidos entre España y Portugal, otro de 708 megavatios con la irlandesa Welink, y otro con la china Trina Solar de 300 megavatios (además de uno en Italia). Y tienen previsión de firmar más.

Otra catalana, Holaluz, ha firmado también PPA, con Raiola Future y EDF Solar, con la premisa de conseguir más generación eléctrica ante su enorme crecimiento (un 65% en el último año). También, Nexus Energía y el gigante internacional X-Elio han llegado a un acuerdo para construir dos plantas en Murcia.

MILES DE MILLONES EN JUEGO

Una de las claves de los PPA radica en la necesidad de financiación en un sector en auge como el renovable en el que ya no hay primas. En el próximo año deberían instalarse más de 8.000 megavatios de potencia fotovoltaica y eólica de las subastas realizadas en 2016 y 2017 que, aunque sí cuentan con un suelo de retribución garantizado, no tienen primas que sostengan su financiación por lo que los adjudicatarios necesitan llevar a cabo estos acuerdos para garantizarse créditos millonarios.

Eso es lo que se batalla en este momento, una carrera de miles de millones en un sector con una previsión de crecimiento que tiene previsto instalar más de 50.000 megavatios antes del 2030, y cada vez más actores quieren participar en ella.