Aumento de los precios mayoristas de la electricidad: lo que los compradores de energía, los promotores y las entidades crediticias deben saber sobre el riesgo de los acuerdos de compra de energía (PPA) en 2026

Tras casi dos décadas de estancamiento en la demanda de electricidad, el mercado eléctrico estadounidense ha entrado en una nueva era caracterizada por el aumento de los precios, una mayor volatilidad y cambios estructurales. Los precios mayoristas de la electricidad se dispararon en todo el país en 2025, con incrementos interanuales del 62 % en Nueva York, del 60 % en Nueva Inglaterra y del 45 % en PJM, impulsados por el encarecimiento del gas natural, la contracción de los mercados de capacidad y el agravamiento de las limitaciones de la red. [1] Los precios al por menor subieron de forma más moderada —alrededor del 2,3 % a nivel nacional—, pero la creciente brecha entre la volatilidad al por mayor y la repercusión en los precios al por menor está creando una exposición financiera significativa para los participantes en el mercado a ambos lados de los acuerdos de compra de energía.

Estas fluctuaciones de precios no son simples altibajos cíclicos. Reflejan un cambio fundamental en el equilibrio entre la oferta y la demanda. La demanda de electricidad en Estados Unidos está aumentando al ritmo más rápido en una generación, impulsada por la expansión de los centros de datos, la relocalización de la producción y la electrificación del transporte y los edificios. [2] El país puso en marcha 54 GW de nueva generación y almacenamiento a escala industrial en 2025 —la mayor cifra en más de dos décadas— e invirtió una cifra récord de 115 000 millones de dólares en la ampliación y el refuerzo de la red eléctrica. [3] [4] Sin embargo, ni siquiera esa ampliación sin precedentes ha sido suficiente para aliviar la presión sobre los precios en las regiones congestionadas, especialmente en el noreste y la costa atlántica central, donde la dependencia del gas natural amplifica la volatilidad provocada por las condiciones meteorológicas.

La tormenta invernal de enero de 2026 puso de manifiesto esta vulnerabilidad. Las gélidas temperaturas y las restricciones en el suministro de gas natural provocaron cortes generalizados en las centrales eléctricas de todo el este de Estados Unidos, lo que disparó los precios y suscitó nuevas preocupaciones sobre la suficiencia de recursos durante los periodos de máxima demanda. [5] Estos acontecimientos no son riesgos hipotéticos: constituyen el entorno operativo en el que deben funcionar los acuerdos de compra de energía (PPA), las posiciones en el mercado de capacidad y las hipótesis de financiación de proyectos.

El mercado de los PPA está reevaluando el riesgo

Para los promotores de energías renovables y las empresas compradoras, la tendencia más relevante es la revalorización del riesgo en el mercado de los acuerdos de compra de energía (PPA). S&P Global señala que los diferenciales entre las expectativas de precios de compradores y vendedores se han ampliado considerablemente en los mercados clave, ya que ambas partes están reevaluando la viabilidad económica de los contratos a largo plazo en un entorno de precios más elevados y mayor volatilidad. [6] Las tasas de captura solar —la relación entre los ingresos medios obtenidos por un proyecto y el precio de equilibrio del mercado— se están deteriorando a medida que el aumento de la capacidad solar comprime los precios al mediodía, lo que expone a los proyectos a períodos cada vez más largos de precios nulos o negativos.

Esta dinámica está provocando varios cambios estructurales importantes en las condiciones de los acuerdos de compra de energía (PPA). La duración de los contratos tiende a reducirse, lo que refleja la reticencia de los compradores a comprometerse con precios a largo plazo ante la incertidumbre sobre la evolución futura de los precios al por mayor. Las protecciones frente a la caída de los precios, como los precios mínimos y las garantías de perfil de producción, son cada vez más habituales, ya que los promotores buscan reducir el riesgo de sus fuentes de ingresos. [7] Además, el almacenamiento de energía en baterías se está integrando cada vez más en las estructuras de los PPA —tanto en instalaciones compartidas como independientes— como mecanismo para desplazar la generación hacia horas de mayor valor y mitigar el riesgo de la tasa de captura. Los acuerdos de BESS independientes y en instalaciones compartidas están aumentando rápidamente, con un crecimiento especialmente fuerte en Texas, California y la zona de influencia de PJM. [8]

Los mercados de capacidad bajo presión

La superposición del mercado de capacidad añade otra capa de complejidad. El mercado de capacidad de PJM —el mayor del país— ha sido un foco de litigios y medidas reguladoras, ya que las partes interesadas discuten si los diseños actuales del mercado compensan adecuadamente los recursos necesarios para garantizar la fiabilidad en una combinación de recursos en rápida evolución. El Tribunal de Apelación del Distrito de Columbia dictaminó recientemente que la FERC cometió un error al negarse a considerar la exención prevista en la Sección 206 en el caso de la repetición de la subasta de capacidad de PJM para 2024/25, una decisión que podría tener importantes implicaciones para el diseño y la fijación de precios de futuras subastas. [9]

A nivel estatal, las autoridades reguladoras se enfrentan a las consecuencias que tienen los aumentos de los precios al por mayor sobre la asequibilidad. La proporción conjunta de los gastos en electricidad y gas natural, expresada como porcentaje del gasto total de los hogares, ascendió al 1,62 % en 2025, lo que supone una desviación respecto a la tendencia reciente de reducción de la carga que suponen los costes energéticos. [10] Varias comisiones estatales están prestando mayor atención a cómo los programas de las empresas de servicios públicos se ajustan a los objetivos de asequibilidad y a la fiabilidad de la red, y están analizando si los diseños de las tarifas protegen adecuadamente a los consumidores del traspaso de los precios al por mayor. [11] Massachusetts ofrece un caso de estudio convincente: la orden ejecutiva de la gobernadora Healey de marzo de 2026 por la que se establece el «Plan 10X10X10» —que tiene como objetivo 10 GW de nuevos recursos energéticos en 10 años con un ahorro previsto para los clientes de 10 000 millones de dólares— se basó explícitamente en la previsión de ISO New England de que el consumo de electricidad podría aumentar casi un 15 % para 2035. [12]

Qué significa esto para los participantes en el mercado

Para los compradores corporativos de energía, el contexto actual exige un enfoque más sofisticado en la adquisición de energía. Las empresas que han recurrido a los PPA virtuales estándar pueden encontrarse con que el riesgo de base —la divergencia entre el punto de liquidación del contrato y la zona de carga real del comprador— se ha convertido en un riesgo financiero significativo. Los PPA físicos y las opciones de generación detrás del contador merecen una nueva evaluación, especialmente para las empresas con una carga concentrada en regiones con precios elevados. Los argumentos estratégicos a favor de la gestión del riesgo energético nunca han sido tan sólidos: la energía debería figurar junto a la ciberseguridad, la cadena de suministro y el riesgo regulatorio en los marcos de gestión de riesgos empresariales. [13]

Para los promotores de energías renovables, el principal reto consiste en estructurar proyectos y acuerdos de compra de energía que puedan atraer financiación en un mercado en el que el riesgo de cola del mercado libre está aumentando y las tarifas de compra se están reduciendo. Las entidades crediticias y los inversores de capital fiscal están planteando preguntas más exigentes sobre las previsiones de ingresos y la cobertura de los derivados de cobertura, y las condiciones de financiación de proyectos se están endureciendo como respuesta a la volatilidad de los precios al por mayor. [14] Los promotores que puedan combinar la generación con el almacenamiento, ofrecer productos adaptados y demostrar atributos positivos para la red estarán en mejor posición para competir por la compra de energía y la financiación.

El hilo conductor que une estos acontecimientos es claro: la revisión de los precios de la energía al por mayor está modificando al mismo tiempo la rentabilidad de los acuerdos de compra de energía (PPA), ejerciendo presión sobre el diseño del mercado de capacidad y endureciendo las condiciones de financiación de los proyectos, y todas estas fuerzas se refuerzan mutuamente. [14] [15] Los precios mayoristas más elevados amplían la brecha entre los ingresos contratados y los ingresos de mercado, lo que intensifica el riesgo de la tasa de captura en los PPA, lo que a su vez hace que los prestamistas exijan un dimensionamiento de la deuda y una cobertura de cobertura más conservadores, lo que eleva el coste de capital para los nuevos proyectos precisamente en el momento en que se necesita una capacidad nueva récord para satisfacer la creciente demanda. [14] [7] [3] Los participantes en el mercado que logren superar este ciclo con éxito serán aquellos que traten la estructuración de los PPA, el posicionamiento en el mercado de capacidad y la estrategia de financiación no como líneas de trabajo separadas, sino como una disciplina integrada, y que actúen en consecuencia ahora, en lugar de esperar a que la próxima subida de precios les obligue a hacerlo.