Subasta de derechos eléctricos

Las plantas de capacidad virtual (virtual power plants o VPP) fueron propuestas por primera vez en Alberta, Canadá, a finales de los noventa. Éste fue su nacimiento intelectual. Su aplicación práctica, sin embargo, hay que situarla en Europa y referirla a las condiciones impuestas por la Comisión para aceptar la compra de EnBW por EdF en el año 2001. La Comisión obligó a la eléctrica francesa a poner en subasta 6.000 MW de VPP durante tres años. En España, esta figura también tiene una cierta tradición. En la Ley 36/2003, de medidas de reforma económica, ya se definieron para el sector eléctrico, aunque no se aplicaron, y la subasta del 25% del contrato para suministro de gas proveniente de Argelia, que se realizó en 2001, puede considerarse como una VPP de gas natural.

Una VPP es como una central de una cierta potencia eléctrica, que está siempre disponible y nunca se avería

Estrictamente, una VPP es un derecho, aunque no una obligación, a disponer de una cantidad de energía en la red de alta tensión para venderla, exportarla o utilizarla, a cambio de un precio explícito y determinado por cada MWh utilizado y de una prima que se paga de una sola vez, o mediante alícuotas al principio de cada mes de vigencia del derecho.

Así definida, una VPP es como una central de una cierta potencia eléctrica (que es el límite de energía horaria de la que puede disponer el que la adquiere), pero con la ventaja de que esta central está siempre disponible y no se avería nunca, pues es responsabilidad del vendedor poner bajo cualquier circunstancia un volumen de energía igual al nominado en cada hora en la red de alta tensión. Por eso se dice que es virtual, porque la energía que se nomina no se refiere a una central determinada, ni tan siquiera a una tecnología, sino que es una energía volcada a la red por cualesquiera central o por un conjunto de centrales. Eso sí, el que transmite la VPP pierde el derecho a utilizar un volumen de energía igual al volumen transmitido y nominado y, por tanto, de la energía total que produzcan sus centrales en cada hora deberá 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 característica importante de las subastas es definir previamente los precios de ejercicio según el periodo de entrega de cada VPP y según 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 deberán adaptarse a la curva o darán oportunidades de arbitraje hasta que el mismo mercado las adapte.

Una vez adjudicada la subasta, cualquier alteración de precios spot posteriores a la transmisión de este derecho ya no puede ni favorecer ni perjudicar al vendedor. Elimina, por tanto, el posible interés 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 compañías y no deshace el valor en riesgo del portafolio de generación.

Su principal inconveniente es que si no existe un tejido empresarial de comercializadores o consumidores capaz de utilizar la energía de las VPP (comercializándola, exportándola o consumiéndola), ésta acabará en manos de los suministradores de siempre. Normalmente, si la industria tiene integración vertical, los mismos que vendieron las VPP en la subasta.

Miguel A. Lasheras es presidente de InterMoney Energía, SA.