Subasta de derechos el¨¦ctricos

Las plantas de capacidad virtual (virtual power plants o VPP) fueron propuestas por primera vez en Alberta, Canad¨¢, a finales de los noventa. ?ste fue su nacimiento intelectual. Su aplicaci¨®n pr¨¢ctica, sin embargo, hay que situarla en Europa y referirla a las condiciones impuestas por la Comisi¨®n para aceptar la compra de EnBW por EdF en el a?o 2001. La Comisi¨®n oblig¨® a la el¨¦ctrica francesa a poner en subasta 6.000 MW de VPP durante tres a?os. En Espa?a, esta figura tambi¨¦n tiene una cierta tradici¨®n. En la Ley 36/2003, de medidas de reforma econ¨®mica, ya se definieron para el sector el¨¦ctrico, aunque no se aplicaron, y la subasta del 25% del contrato para suministro de gas proveniente de Argelia, que se realiz¨® en 2001, puede considerarse como una VPP de gas natural.

Una VPP es como una central de una cierta potencia el¨¦ctrica, que est¨¢ siempre disponible y nunca se aver¨ªa

Estrictamente, una VPP es un derecho, aunque no una obligaci¨®n, a disponer de una cantidad de energ¨ªa en la red de alta tensi¨®n para venderla, exportarla o utilizarla, a cambio de un precio expl¨ªcito y determinado por cada MWh utilizado y de una prima que se paga de una sola vez, o mediante al¨ªcuotas al principio de cada mes de vigencia del derecho.

As¨ª definida, una VPP es como una central de una cierta potencia el¨¦ctrica (que es el l¨ªmite de energ¨ªa horaria de la que puede disponer el que la adquiere), pero con la ventaja de que esta central est¨¢ siempre disponible y no se aver¨ªa nunca, pues es responsabilidad del vendedor poner bajo cualquier circunstancia un volumen de energ¨ªa igual al nominado en cada hora en la red de alta tensi¨®n. Por eso se dice que es virtual, porque la energ¨ªa que se nomina no se refiere a una central determinada, ni tan siquiera a una tecnolog¨ªa, sino que es una energ¨ªa volcada a la red por cualesquiera central o por un conjunto de centrales. Eso s¨ª, el que transmite la VPP pierde el derecho a utilizar un volumen de energ¨ªa igual al volumen transmitido y nominado y, por tanto, de la energ¨ªa total que produzcan sus centrales en cada hora deber¨¢ descontar la de las VPP para determinar la vendida en el mercado spot o de contado, o la contratada a terceros distintos del adquirente de la VPP.

La subasta de estas plantas o derechos se hace por las primas que ofertan las empresas que quieren adquirir VPP. Una caracter¨ªstica importante de las subastas es definir previamente los precios de ejercicio seg¨²n el periodo de entrega de cada VPP y seg¨²n la curva forward de mercado (la que recoge las expectativas de precio de compradores y vendedores). Si los precios fijados para cada mes futuro siguen la curva forward del mercado, la prima a pagar por la VPP de cada mes o por la VPP de un conjunto de meses puede ser similar y sencilla de calcular por compradores y vendedores. Si, por el contrario, los precios de ejercicio se establecen sin seguir la curva forward del mercado (por ejemplo, se ponen todos iguales), las primas de cada contrato VPP deber¨¢n adaptarse a la curva o dar¨¢n oportunidades de arbitraje hasta que el mismo mercado las adapte.

Una vez adjudicada la subasta, cualquier alteraci¨®n de precios spot posteriores a la transmisi¨®n de este derecho ya no puede ni favorecer ni perjudicar al vendedor. Elimina, por tanto, el posible inter¨¦s del vendedor en elevar los precios de contado en su beneficio. Otras ventajas son que no altera la propiedad de las centrales, no modifica la titularidad de los activos en el balance de las compa?¨ªas y no deshace el valor en riesgo del portafolio de generaci¨®n.

Su principal inconveniente es que si no existe un tejido empresarial de comercializadores o consumidores capaz de utilizar la energ¨ªa de las VPP (comercializ¨¢ndola, export¨¢ndola o consumi¨¦ndola), ¨¦sta acabar¨¢ en manos de los suministradores de siempre. Normalmente, si la industria tiene integraci¨®n vertical, los mismos que vendieron las VPP en la subasta.

Miguel A. Lasheras es presidente de InterMoney Energ¨ªa, SA.