Los PPA solares, esos contratos que hasta hace poco se vendían como el bálsamo para los precios de la luz, ahora los están disparando. Un estudio revisado por pares acaba de demostrar que en periodos de alta penetración fotovoltaica, cada punto porcentual adicional de demanda cubierta mediante contratos bilaterales solares añade hasta 1,676 euros por megavatio hora al precio del mercado diario. El trabajo, publicado este viernes en la revista Utilities Policy, analiza 52.260 observaciones horarias del mercado eléctrico español entre 2019 y 2024 y firma un giro copernicano en el discurso habitual sobre los PPA.
Los investigadores Daniel Davi-Arderius (e‑Distribución Redes Digitales) y Tooraj Jamasb (Copenhagen Business School) han construido un modelo econométrico AR(1,24) con componentes GARCH y TARCH para evaluar el impacto de los contratos físicos bilaterales (PPA físicos, coberturas de comercializadoras y contratos intragrupo). Estos instrumentos, conocidos en la jerga como PBC, retiran volúmenes de generación del mercado diario antes de la casación. Durante gran parte del período analizado cubrieron entre el 40 % y el 47 % de la demanda eléctrica española, aunque su peso se desplomó en 2024 tras el fin de la Excepción Ibérica.
De contenedor de precios a acelerador: el vuelco de los PPA
El estudio revela que el comportamiento de estos contratos no es uniforme. Durante los confinamientos de 2020 o la crisis gasista que siguió a la invasión de Ucrania, los PBC redujeron los precios spot. Sin embargo, a partir de la Excepción Ibérica —y de forma persistente— la dinámica cambió. En los periodos P8 y P9 los contratos bilaterales agregados incrementaron el precio en 0,672 €/MWh y 1,402 €/MWh respectivamente por cada punto porcentual extra de demanda cubierta. Durante la fase de normalización posterior, los aumentos se situaron en 0,586 €/MWh (P10) y 0,596 €/MWh (P11).
¿Qué explica este vuelco? La respuesta está en el diseño del mercado español. Al retirar volúmenes renovables de bajo coste marginal del pool, el mercado residual termina casando tecnologías más caras. En el periodo P9, por ejemplo, el carbón aportó 19,27 €/MWh al precio y los ciclos combinados 7,55 €/MWh. Además, la intermitencia de la solar y la eólica obliga a cubrir desviaciones con ciclos combinados o incluso carbón, lo que presiona aún más el precio. Según los datos de la CNMC, la generación fotovoltaica instalada pasó de 5 GW en 2019 a cerca de 40 GW al cierre del estudio, un crecimiento que ha cambiado las reglas del juego.
Eólica, solar e hidráulica: tres tecnologías, tres comportamientos
El trabajo desglosa el efecto por tipo de generación y los resultados son llamativos. La hidráulica es la única que redujo los precios en todos los períodos, con un efecto máximo de -4,631 €/MWh por punto porcentual durante la Excepción Ibérica. La explicación es sencilla: al retirar producción hidroeléctrica mediante contratos a largo plazo, se limita el margen para estrategias especulativas en el mercado diario. Es una gestión activa que favorece la estabilidad.
La eólica, en cambio, elevó los precios en todos los periodos salvo el del confinamiento. La solar tuvo un comportamiento más errático: fue reductora de precios entre 2020 y 2022, pero se volvió alcista justo cuando el parque fotovoltaico español explotó. En P10 los contratos solares añadieron 1,676 €/MWh y en P11 otros 0,292 €/MWh. La diferencia parece estar en la predictibilidad: la hidráulica se puede programar, la solar y la eólica no. Los autores sugieren que una mayor presencia de contratos físicos renovables variables retira generación barata y deja el mercado expuesto a tecnologías fósiles más caras y gestionables.
Un diseño de mercado que incentiva lo contrario de lo que se busca
Aquí es donde el estudio toca hueso. España, como Alemania, Francia o los países nórdicos, opera con un modelo de self‑dispatch: los agentes pueden retirar sus ofertas del mercado diario si tienen contratos físicos que las respalden. Eso es precisamente lo que ha pasado con los PPA solares. Se ha creado un círculo vicioso: cuanta más solar se instala, más contratos bilaterales se firman —atraídos por los precios altos de las crisis recientes— y, al retirar esa generación del pool, el precio sube aún más. Es un mecanismo perverso que, como señalan Davi‑Arderius y Jamasb, invierte el efecto reductor que tanto se promocionaba hace apenas unos años.
Creo que el análisis pone el foco en un problema estructural que llevamos tiempo arrastrando. Los PPA físicos fueron una herramienta útil para dar certidumbre a los inversores y facilitar la financiación de proyectos renovables. Pero su diseño actual, en un sistema con una penetración solar masiva, está distorsionando el mercado. La recomendación de los autores es clara: fomentar los contratos por diferencia financieros (CfD) en lugar de los físicos. Con un CfD, el generador cobra una diferencia entre un precio de ejercicio y el precio del mercado diario, pero la energía se sigue casando en el pool. Así se preserva el mérito económico de las renovables —su coste marginal casi nulo— y el efecto reductor vuelve a funcionar.
No obstante, la transición no es trivial. Los CfD requieren un respaldo público o una contraparte financiera sólida, y en España la experiencia con subastas de renovables ha sido irregular. Además, habría que reformar el mecanismo actual de cobertura para que los comercializadores no se vean perjudicados. Pero el estudio deja una certeza: si seguimos con el modelo actual, los PPA solares seguirán siendo un factor alcista en los precios de la luz, justo lo contrario de lo que el consumidor espera de la transición energética.
El estudio solo analiza hasta 2024. Desde entonces, la solar ha seguido creciendo. El efecto alcista podría ser incluso mayor en los meses que llevamos de 2026. La pregunta es si el regulador actuará o esperará a que el mercado se corrija solo —algo que, visto lo visto, no parece probable.
