Uno de los riesgos potenciales que deben afrontar los PPAs actuales es el problema de los precios negativos. Cuando existe sobreoferta en el mercado diario, el precio de la electricidad puede caer a cero o incluso entrar en valores negativos. Para regular estos casos los contratos incluyen diversas soluciones como excluir esas horas, establecer que toda la energía en esos momentos se valore a cero, limitar los precios a considerar (modalidad Cap&Floor explicada con anterioridad), variar el porcentaje o cantidad de energía comprometida, convertir los PPAs en “seguros”, establecer mecanismos de compensación de energía durante esos periodos o aumentar la flexibilidad de los contratos. Varios de estos mecanismos se desarrollan a continuación:

En cuanto a la energía comprometida, un PPA debe definir claramente la energía contratada y la energía mínima garantizada. Comprometer el 100% de la producción ofrece tranquilidad al comprador, pero puede dejar expuesto al vendedor si produce menos de lo previsto. Por eso, muchos acuerdos fijan porcentajes menores, como el 80%, y utilizan escenarios probabilísticos reconocidos en la industria, como P50 (nivel de producción más probable), P75 o P90, que reflejan distintas probabilidades de alcanzar esos niveles de producción y ofrecen mayor seguridad a bancos y compradores.

En algunos PPAs el vendedor paga una prima anual al comprador y queda cubierto frente a caídas del precio de mercado; si el precio medio anual baja de cierto nivel, el comprador compensa la diferencia. Si esto no ocurre, el seguro simplemente no se activa. Este enfoque, que sería equivalente a contratar un seguro, aunque aún es minoritario podría ir convirtiéndose en una fórmula más habitual en el futuro a medida que crezca la necesidad de cubrir la volatilidad.

La flexibilidad dentro de los PPAs también ha crecido gracias al llamado mecanismo de sustitución o compensación de proyectos. Si antes cada planta tenía su contrato propio y debía cumplir lo acordado. Ahora, algunos PPAs se firman para una cartera de proyectos y se compromete un volumen global de energía, sin importar de qué planta provenga, permitiendo que, si una produce menos, otra compense el déficit. Incluso se contempla la sustitución por proyectos futuros si uno sufre retrasos, aportando seguridad financiera y disminuyendo la presión sobre activos individuales.

En paralelo, con la penetración de los sistemas de almacenamiento, empiezan a aparecer fórmulas contractuales que combinan distintos recursos energéticos. Los llamados “flexible PPAs” o FPAs permiten ajustar el suministro a perfiles horarios concretos gracias al uso de baterías y a la operación conjunta de varias tecnologías renovables. A su vez, los llamados “tolling agreements” plantean esquemas en los que el comprador asume la gestión del activo a cambio de tarifas más estables. Estos mecanismos, que ya se están ensayando en mercados como Estados Unidos, Australia o los países nórdicos, todavía son incipientes en Europa, pero se perfilan como un complemento natural a los PPAs tradicionales, aportando flexibilidad y resiliencia financiera en un sistema cada vez más descentralizado.