El aumento de las horas de precios negativos en Europa durante el primer semestre de 2026 remodela el mercado de PPA de almacenamiento solar

es.wedoany.com Noticia: El mercado eléctrico europeo se enfrenta a una situación de exceso de oferta de generación fotovoltaica y escasez puntual simultáneas. Según datos de S&P Global, en el primer semestre de 2026, las horas de precios negativos en los cinco principales mercados de la UE, incluido el Reino Unido, fueron aproximadamente un 2% superiores al récord registrado en el mismo período de 2025. En el conjunto de 2025, el total de horas de precios negativos fue más de 13 veces superior al de 2022. La combinación de alta generación fotovoltaica con demanda moderada, producción eólica y limitada flexibilidad de la red está intensificando los períodos de exceso de oferta.

Durante las horas punta de generación fotovoltaica, las horas de precios bajos o negativos aumentan continuamente. Al mismo tiempo, también se registran más episodios de fuertes subidas de precios al final de la tarde en verano, cuando las centrales flexibles como las de gas deben aumentar rápidamente su producción para compensar la caída de la generación solar al atardecer. Las diferencias entre mercados siguen siendo notables: Francia registra el mayor número de horas de precios negativos, ya que su alta producción nuclear presiona los precios eléctricos en la región; los precios más elevados del gas en Alemania sostienen los precios eléctricos en verano; e Italia, al depender más de la generación con gas, no registra horas de precios negativos. No obstante, esta tendencia se está extendiendo a la mayoría de los mercados europeos.

La creciente volatilidad de los precios eléctricos está remodelando las expectativas de ingresos del almacenamiento en baterías. Según datos de Platts, de S&P Global Energy, en el segundo trimestre de 2026, el diferencial de precios mayoristas disponible para las baterías en Alemania superó los 650 euros/MWh en los picos diarios, con un promedio de aproximadamente 200 euros/MWh, por encima de los niveles de España y el Reino Unido. En regiones con predominio de generación solar como España, los desarrollos recientes están fortaleciendo las oportunidades de inversión en almacenamiento a gran escala.

Esta situación también está redefiniendo los ingresos de los proyectos solares expuestos al riesgo de mercado. Actualmente, aproximadamente el 10%-15% de la capacidad solar europea está expuesta al riesgo de mercado (merchant risk), mientras que más de 61 GW están contratados mediante acuerdos de compra de energía (PPA). En Alemania, solo alrededor del 9% de la capacidad total instalada está directamente expuesta al mercado. S&P Global considera que el problema no radica en la competitividad económica de la tecnología solar, sino en la pérdida de valor no ajustada de la generación fotovoltaica durante las horas punta: la electricidad generada por las plantas solares puede resultar cada vez más difícil de hacer coincidir con los momentos en que el sistema necesita energía o en los que la energía tiene un mayor valor de mercado.

Esta dinámica también se está transmitiendo al mercado de PPA. En los contratos tradicionales de "pago según producción" (pay-as-produced), el comprador adquiere la electricidad según la generación real de la planta; estos contratos se diseñaron asumiendo que la generación renovable suele tener un valor elevado en el momento de su producción y que el riesgo asociado a la curva de períodos es más fácil de asumir. En mercados con alta penetración solar, este modelo implica ahora un mayor riesgo de curva de períodos: el comprador recibe la electricidad cuando la planta genera, independientemente de si esta coincide con sus necesidades de consumo o con los períodos de precios favorables.

En 2025, la energía solar fotovoltaica independiente representó más del 55% de los acuerdos PPA anunciados en Europa; en el primer semestre de 2026, su cuota se redujo a aproximadamente un tercio, con menos de 3 GW contratados. Bruno Brunetti, director de flujos de ingresos de energías renovables de S&P Global Energy Horizons, afirma que los compradores siguen necesitando energía renovable, pero buscan cada vez más estructuras contractuales que gestionen explícitamente el momento de la entrega, la captura de precios y la exposición a los períodos de precios negativos. "La caída en la contratación de proyectos solares independientes indica que los precios negativos se están convirtiendo en un problema estructural en el diseño de los PPA, y no simplemente un problema de riesgo de mercado."

En este contexto, la combinación de diferentes tecnologías es cada vez más importante. Esta evolución está impulsando la transición hacia la agregación de activos y productos energéticos más estructurados. Según S&P Global, el sector converge hacia un modelo de emparejamiento horario entre generación y demanda (hourly matching), y los certificados horarios y otros sistemas de certificación granular podrían ser el siguiente paso en la contratación corporativa de electricidad limpia. La revisión en curso del estándar global de Alcance 2 (Scope 2) del Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG Protocol) también explora métodos para acercar las declaraciones basadas en el mercado al momento real de uso de la electricidad; este estándar cubre las emisiones indirectas de gases de efecto invernadero derivadas de la electricidad, el vapor, la calefacción y la refrigeración que las empresas compran y consumen. Brunetti considera que incorporar el valor temporal de la generación renovable mediante mecanismos de emparejamiento horario puede reforzar las señales de inversión no solo para la energía eólica y solar, sino también para baterías, hidroelectricidad flexible y otros recursos necesarios para satisfacer la demanda en períodos de escasez. La transformación del mercado de PPA refleja cambios más profundos en el sistema eléctrico europeo: el valor de las energías renovables depende cada vez menos de la cantidad de electricidad generada y más de su disponibilidad cuando el sistema la necesita.