Subasta solar, ¿qué tener en cuenta antes de participar?

A finales de septiembre se celebrará la primera subasta de energía solar que pondrá en marcha Endesa y el administrador OMIP. ¿Qué tienen que saber los productores antes de zambullirse?

La última semana de septiembre tendrá lugar la primera bolsa para comprar energía solar en el mercado ibérico a largo plazo, según informó recientemente Endesa. La compañía explicó que quería hacer acopio de energía y se había fijado en la fotovoltaica, y que, a través de esta bolsa, aspiraba a firmar contratos a largo plazo, mediante subastas, por el 20 por ciento de la producción solar del país (500 gigavatios hora). Una cantidad que, dependiendo de cómo funcione, la eléctrica se plantea aumentar. Pero ¿por qué se fija en la fotovoltaica y qué factores tienen que tener en cuenta los productores antes de zambullirse en esta compra?

Respecto a la primera pregunta, la electricidad de origen fotovoltaico es muy estable y predecible, porque genera de día y más en primavera y verano que en otoño e invierno. En 2014 cubrió el 3,1 por ciento de la demanda eléctrica española, según los datos de Red Eléctrica Española (REE). «Se ajusta muy bien a la demanda de nuestros clientes», en palabras de Óscar Neira, de Endesa Comercialización. El inconveniente que tiene es que no se ajusta a los productos habituales del mercado de futuros eléctrico, que permiten el cierre de acuerdos de precio fijo a largo plazo entre productores y comercializadores, de modo que permiten evitar el riesgo de las oscilaciones diarias del Mercado Eléctrico.

La solar fotovoltaica no encaja con los productos de base, según Endesa, porque de noche no genera electricidad, y tampoco con los productos de punta de consumo, porque éstos no cubren los fines de semana y el sol no distingue entre días festivos y laborables. Esto resta las opciones de negocio de los productores fotovoltaicos, por lo que la primera bolsa solar les abre una puerta al tratarse de subastas trimestrales. Ahora bien, el riesgo cero no existe, por lo que hay varias cosas que los productores fotovoltaicos tienen que tener en cuenta previamente.

Así, aunque podrán participar en ella todos los productores con instalaciones mayores de 100 kW, «recomendamos que sean instalaciones de 200 kilovatios (kW) o más, ya que es más prudente», aconseja Javier Alonso Pérez, director de Front Office de Endesa. Y es que siempre existen riesgos de averías, por lo que es recomendable producir más energía de la que se vaya a vender. De modo que, en caso de averías como de pequeñas variaciones de producción, el productor puede reducir este efecto vendiendo una cantidad menor a la potencia instalada de las plantas.

Ahora bien, puede pasar que la instalación produzca menos energía. Entonces el productor tiene cierto riesgo porque en subasta ha podido comprometerse a producir «X» a precio de 50, por ejemplo.

«El problema sería que se le rompa el parque entero durante un mes», recuerda Alonso. En los casos en los que por avería o por meteorología no se produce lo comprometido, lo que se suele hacer es ir al mercado y comprar la cantidad de energía que a uno le falta, lo que tiene un riesgo porque si uno se comprometió a vender a 50 y en el mercado la energía está a 45 puede enriquecerse, pero si está a 60 hay riesgo de arruinarse.

Otro factor a tener en cuenta es que las pujas serán de tipo descendente; es decir, el precio de salida será el máximo que está dispuesto a pagar Endesa por comprar la energía, y éstas se celebrarán según las reglas de OMIP y OMIClear, y se incluirán en la cartera de Mercado de Derivados del Mercado Ibérico de la Electricidad (Mibel).

El aval, el único requisito

El único requisito que han de cumplir los productores fotovoltaicos o sus agentes es avalar la capacidad de liquidación. Lo consiguen acudiendo a las tres entidades financieras acreditadas para ello, Santander, y Banco Carregosa y Caixa Geral del Depósitos (portugueses, porque el Operador del Mercado Ibérico de Energía OMIP está en dicho país), y haciendo efectiva su garantía, y si es mediante agente es él el que tiene que avalar la capacidad de liquidación.

Respecto a si tiene coste participar en la subasta, Alonso explica «que no conllevará coste alguno para el generador que no venda», pero en caso de que su oferta resulte casada con la demanda de energía de Endesa (dicho de otro modo, que se acuerde la compra), «el productor debe abonar una comisión de negociación de 0,0075 euros por megavatio hora (MWh) y una comisión de compensación de 0,007 euros por MWh por gastos de gestión». No parece una cuantía muy elevada precisamente, pero es algo que se ha de tener en cuenta en una subasta descendente para no ofrecer un precio más bajo del que realmente se puede asumir.

«Reloj descendente»

En cuanto al funcionamiento de la subasta en sí, ésta utiliza el método de «reloj descendente». De modo que, a medida que disminuya el precio, el interés del vendendor bajará hasta que el volumen de venta y el de compra coincidan a un cierto precio.

«Se ha intentando que la subasta resulte fácil y para que vean sus resultados el Administrador de la subasta (OMIP) les pondrá un software. Además, tiene una ventaja: si el productor y Endesa pactamos precio a 50 y el precio a OMIP sale a 49, Endesa paga a 50. Y viceversa, si sale a 51 pagamos a 50», explica Alonso.

En cualquier caso, si tiene dudas UNEF, la patronal del sector fotovoltaico, está en conversaciones con ellos, y aunque todavía no tienen una valoración hecha al respecto, seguro que en un corto plazo harán públicas sus recomendaciones. En cualquier caso es una opción que se suma a la de otras compañías, como Nexus, empresa que representa a productores y vendedores en el mercado y que compran energía para sus consumidores. «La mayoría de ella es renovable y en especial la fotovoltaica», explican desde la citada empresa, que también ofrece a los compradores lo que ellos llaman protección precio de mercado: básicamente ir a un mercado fijo yendo a un mercado de futuros, porque así se puede garantizar un precio estable. Estas opciones también las llevan a cabo otras empresas. Pero la diferencia, a grandes rasgos, es que la subasta que organizará Endesa, junto con OMIP y OMIClear, será únicamente solar. Y la primera se celebrará en septiembre, probablemente entre el día 21 y el día 25. El período de precalificación para participar en ella ya está abierto; participar en él da derecho a recibir las reglas de la subasta y hacer sugerencias. El período de calificación se abrirá a mediados de julio y ya exige firmar un acuerdo.

En la primera subasta sólo participará como comprador Endesa, compañía que no descarta abrir la subasta a otras empresas pero no en la primera, puntualizan. Otra opción que también se están pensando, junto con OMIP y OMIClear, es hacer algo similar para la energía eólica.

La solar cubría el 13% de la electricidad cuando se alcanzó la punta de consumo

La punta de demanda de electricidad marcó a primera hora del lunes su máximo de verano en cuatro años, en una jornada caracterizada por las altas temperaturas y el uso masivo de equipos de aire acondicionado. En concreto, la punta de consumo se produjo a las 13.31 horas, al alcanzarse los 39.277 MW, una cota que supera los 37.363 del pasado viernes, cuando se marcó el anterior máximo de este verano, según se aprecia en las aplicaciones de seguimiento del consumo de REE, informó Europa Press. El nivel de este lunes es el más elevado desde los 39.828 MW registrados el 28 de junio de 2012. La cota supera el máximo del verano de 2014, de 36.697 MW, así como los 37.104 MW de 2013. En el momento de alcanzarse el máximo de este lunes, el carbón cubría el 22% de la demanda, frente al 15,7% de los ciclos combinados de gas, el 5 de la nuclear, el 13% de la hidráulica, el 11% de la eólica, el 7,6% de la fotovoltaica y el 5,5% de la termosolar. A pesar del uso generalizado del aire acondicionado, la punta de demanda es inferior a la de invierno. El máximo histórico se registró en el invierno de 2007, con más de 45.400 MW.