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Competencia y Regulación en los Mercados Españoles del Gas y la Electricidad

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Giulio Federico Centro Sector Público - Sector Privado, IESE-Universidad de Navarra

Giulio Federico es Policy Research Fellow del Centro Sector Público - Sector Privado del IESE Business School y Senior Consultant de CRA International, consultora en el campo económico. Es doctor en Economía por la University of Oxford. Su trabajo se centra en la aplicación de herramientas económicas en el diseño de políticas de competencia y regulación, con especial interés en los mercados energéticos. Ha asesorado a empresas y reguladores en el análisis de varios casos recientes de competencia en el sector energético, tanto a nivel europeo como español. Sus áreas de interés incluyen el estudio de cuestiones sobre la competencia en los mercados energéticos y en el análisis económico del abuso de posición de dominio.

Xavier Vives Centro Sector Público - Sector Privado, IESE-Universidad de Navarra

Xavier Vives es profesor de Economía y Finanzas y Director Académico del Centro Sector Público - Sector Privado del IESE Business School. Es doctor en Economía por la University of California en Berkeley. Es miembro del Economic Advisory Group sobre política de la competencia de la Comisión Europea, del European Economic Advisory Group de CESifo, editor del Journal of the European Economic Association, miembro de la Econometric Society, así como de su consejo, y presidente de la Asociación Española de Economía en 2008. Sus áreas de especialización son la organización industrial, la economía de la información y la economía bancaria y financiera.

Natalia Fabra Universidad Carlos III de Madrid

Natalia Fabra es profesora titular de la Universidad Carlos III de Madrid e investigadora asociada del CEPR. Es doctora en Economía por el European University Institute en Florencia. Su trabajo se centra en el análisis del comportamiento estratégico en los mercados eléctricos dentro de tres áreas: el diseño de reglas de mercado, el análisis de cuestiones dinámicas como las inversiones en capacidad y la contratación a plazo y el análisis empírico del poder de mercado. Sus trabajos han sido publicados en revistas de primera línea como Rand Journal of Economics, Journal of Industrial Economics, e International Journal of Industrial Organization.

Informes del Centro Sector Público - Sector Privado 1

Giulio Federico y Xavier Vives

Con la colaboración de Natalia Fabra

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D.L.B-52.341/2008

ISBN: 84-86851-73-4

TODOS LOS DERECHOS RESERVADOS

Queda prohibida, salvo excepción prevista en la Ley, cualquier forma de reproducción, distribución, comunicación pública y transformación de esta obra sin contar con autorización de los titulares de propiedad intelectual. La infracción de los derechos mencionados puede ser constitutiva de delito contra la propiedad intelectual.


Informes del Centro Sector Público - Sector Privado


Giulio Federico y Xavier Vives, Centro Sector Público - Sector Privado IESE-Universidad de Navarra

Con la colaboración de: Natalia Fabra, Universidad Carlos III de Madrid

Noviembre 2008

Traducción del informe original en inglés, “Competition and Regulation in the Spanish Gas and Electricity Markets”.

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TABLA DE CONTENIDOS

Prólogo I

Resumen ejecutivo III

1. Introducción 1

2. La economía de los mercados del gas y la electricidad 3

2.1. Estructura del mercado del gas 3

2.2. Problemas de competencia en el mercado del gas 4

2.3. Estructura del mercado eléctrico 5

2.4. Características del mercado eléctrico 6

2.5. Problemas de competencia en el mercado eléctrico 9

2.6. Convergencia gas-electricidad 12

3. El contexto energético en Europa 15

3.1. La dependencia de energía en Europa y la seguridad de suministro 15

3.2. Política de regulación y de competencia en el sector energético europeo 26

4. Regulación y política de la competencia en los mercados españoles del gas y la electricidad 37

4.1. Liberalización, regulación y competencia en el período 1998-2005 37

4.2. Acontecimientos recientes, 2006-2007: reforma regulatoria 45

4.3. Acontecimientos recientes, 2006-2007: política de competencia 64

5. Evolución reciente de los mercados del gas y la electricidad en España 73

5.1. Mercado mayorista del gas 73

5.2. Mercado mayorista de electricidad 82

5.3. Mercado minorista del gas 107


5.4. Mercado minorista de electricidad 114

6. Análisis económico de algunas reformas recientes en el mercado mayorista de electricidad en España 123

6.1. Contratos a plazo, subastas y competencia 123

6.2. La reforma de los pagos por capacidad 131

7. Conclusiones sobre temas clave en los mercados del gas y la electricidad en España 141

7.1. Tendencias de la competencia en el mercado mayorista del gas 141

7.2. Competencia y tendencias en la industria mayorista de electricidad 142

7.3. Reformas del mercado de electricidad 143

7.4. Liberalización de los mercados residenciales de energía 145

7.5. Inestabilidad regulatoria 147

7.6. Recomendaciones de política sectorial 148

8. Bibliografía 151

Anexo 1: Datos regionales sobre los mercados españoles del gas y la electricidad en 2007 155

Anexo 2: Mapas de los mercados españoles del gas y la electricidad 163

Anexo 3: Lista de acrónimos 167


LISTADO DE FIGURAS

Figura 1: Orden de mérito hipotético en el mercado de generación eléctrica 7

Figura 2: Monótona de demanda en el mercado español de generación eléctrica, 2007 8

Figura 3: Evolución de la dependencia de energía importada 16

Figura 4: Mix de generación en UE27 y España, 1995-2006 17

Figura 5: Dependencia del gas importado, UE27 18

Figura 6: Dependencia del gas importado, UE15 frente a España, 2007 19

Figura 7: Pronósticos de demanda de gas para los países europeos de la OCDE, 2015 20

Figura 8: Reservas de gas de los principales aprovisionadores actuales de la UE (trillones de metros cúbicos) 21

Figura 9: Evolución de los precios del gas y del petróleo 23

Figura 10: Cuota de electricidad renovable en la generación total 25

Figura 11: Cuota de mercado combinada de las tres mayores empresas – generación de electricidad, 2006 27

Figura 12: Cuota de mercado combinada de las tres mayores empresas – mercado residencial, 2006 28

Figura 13: Precios mayoristas anuales de electricidad en España, 1998-2007 40

Figura 14: Calendario para la liberalización del mercado minorista en España, 1998-2003 43

Figura 15: Ilustración del sobreingreso estimado debido al ETS (asumiendo un comportamiento competitivo en el mercado de generación) 50

Figura 16: Introducción de tarifas eléctricas aditivas en 2007 53

Figura 17: Capacidad trimestral afectada por las subastas EPE (productos carga base y punta combinados) 57

Figura 18: El incentivo a la inversión 61

Figura 19: Ofertas, ingresos y costes de Castellón 3 (Iberdrola), examinados en el primer caso de Iberdrola (marzo 2007) 71


Figura 20: Flujos en el mercado español del gas (números entre paréntesis en TWh) 74

Figura 21: Tendencias en importaciones de gasoductos y GNL, 1998-2007, TWh 75

Figura 22: Cuotas de importación de gas hacia España por país exportador, 2006-2007 76

Figura 23: Cuota de flujos de gas en los puntos de entrada de GNL y gasoductos 77

Figura 24: Precios de las importaciones de gas hacia España (€/MWh) 80

Figura 25: Crecimiento en el consumo de electricidad, 1997-2006, EU15 82

Figura 26: Capacidad de generación instalada por tecnología, España peninsular 83

Figura 27: Cuotas de capacidad instalada por tecnología, España peninsular 85

Figura 28: Cuotas de generación por tecnología, España peninsular 85

Figura 29: Monótona de demanda en España en 2007, cobertura y precios medios 86

Figura 30: Cuotas de producción eléctrica por empresa, 2007 91

Figura 31: Indicadores C2, producción eléctrica de generación 92

Figura 32: Niveles del IHH en el mercado de generación, en términos de producción 93

Figura 33: Análisis de pivotalidad para Endesa e Iberdrola en 2006 y 2007 (mercado español) 95

Figura 34: Precios mayoristas anuales de la electricidad en España, 2004-2007 97

Figura 35: Monótonas de precios, precios del mercado diario, enero 2004- octubre 2008 98

Figura 36: Evolución trimestral de los precios, costes del combustible para plantas de carbón y de ciclo combinado y producción hidráulica 99

Figura 37: Porcentaje de tiempo en el cual cada tecnología fija el precio 100

Figura 38: Volúmenes de energía (TWh) y cuotas de demanda total en cada mercado mayorista de electricidad, 2004 - 2007 101

Figura 39: Flujos netos de exportación desde/hacia España, 2004-2007 102


Figura 40: Monótonas de utilización de las interconexiones de España con Francia y Portugal, 2006 y 2007 103

Figura 41: Monótona del diferencial porcentual del precio de la electricidad en el mercado diario portugués y español, julio-diciembre de 2007 104

Figura 42: Adiciones neta de capacidad en España, 2002-2007 (sólo capacidad ordinaria) 105

Figura 43: Composición y volúmenes (TWh) de la demanda de gas 107

Figura 44: Cuotas del mercado liberalizado del gas 108

Figura 45: Cuotas del mercado nacional liberalizado (por consumo y por número de clientes sólo para Gas Natural) 110

Figura 46: Tasa de fidelidad del mercado minorista del gas, por número de clientes 111

Figura 47: Cuotas de mercado regional del gas (por número de clientes) 112

Figura 48: Patrones de cambio de los clientes de gas por área de distribución, 2007 112

Figura 49: Composición y volúmenes (TWh) de la demanda de electricidad 115

Figura 50: Cuota del mercado minorista liberalizado de electricidad 116

Figura 51: Margen minorista medido a precio de mercado (tarifas de acceso más precio mayorista de la energía) 117

Figura 52: Evolución del déficit tarifario regulado, 2004-2007 117

Figura 53: Cuotas nacionales del mercado a tarifa regulada (energía) 118

Figura 54: Cuotas nacionales del mercado liberalizado de electricidad (energía) 119

Figura 55: Tasas de fidelidad por área de distribución (número de clientes) 120

Figura 56: Mapa del mercado mayorista del gas en España (incluye conexiones de gasoducto, terminales de GNL e instalaciones de almacenamiento), finales de 2006 163

Figura 57: Mapa de las redes regionales de distribución de gas en España 164

Figura 58: Mapa de las redes regionales de distribución de electricidad en España 165


LISTADO DE TABLAS

Tabla 1: Proyectos de infraestructura de gasoductos 22

Tabla 2: Conclusiones principales de la Energy Sector Inquiry de la Comisión Europea de 2007 26

Tabla 3: Resumen de las investigaciones de defensa de la competencia de la Comisión Europea en el sector energético, 2007-2008 33

Tabla 4: Casos recientes de fusiones en el sector energético evaluados por la Comisión Europea 35

Tabla 5: Control de fusiones en el sector eléctrico español, 2000-2005 44

Tabla 6: Hitos regulatorios más importantes, 2006-2007 46

Tabla 7: Subastas CESUR 56

Tabla 8: Subastas EPE (sólo producto carga base trimestral) 59

Tabla 9: Comparación de precios (€/MWh) entre subastas EPE, CESUR y los mercados OMIP y OMIE 59

Tabla 10: Descripción de las OPAS sobre Endesa 66

Tabla 11: Remedios clave en la fusión propuesta entre Gas Natural/Endesa 67

Tabla 12: Resumen de los casos de precios excesivos en el mercado eléctrico de restricciones técnicas, 2006-2008 69

Tabla 13: Terminales de GNL en España 78

Tabla 14: Niveles de generación horaria medios por tecnología en cada decil de la demanda (de mayor a menor), GW, 2007 87

Tabla 15: Capacidad de generación instalada por empresa y tecnología a finales de 2007, España peninsular, régimen ordinario y en régimen especial (GW) 88

Tabla 16: Producción eléctrica por empresa y tecnología a finales de 2007, España peninsular, régimen ordinario y régimen especial (TWh) 89


LISTADO DE CUADROS

Cuadro 1: Medición y modelización del poder de mercado en los mercados de generación 14

Cuadro 2: Evaluación económica de la separación vertical en la industria energética 32

Cuadro 3: La minoración de los sobreingresos del ETS aplicados en España para 2006 49

Cuadro 4: Análisis de pivotalidad para Endesa e Iberdrola, 2006-2007 95

Cuadro 5: Recomendaciones regulatorias en relación con las subastas EPE 131

Cuadro 6: La inversión en mercados sólo energía y el óptimo social 138

Cuadro 7: El diseño de las subastas de capacidad que fomenta la participación y mitiga el riesgo de colusión 140


IESE - Universidad de Navarra – Universidad de Deusto I

Prólogo

Este informe es el primero de una serie de revisiones periódicas de sectores regulados en España que el Centro Sector Público - Sector Privado del IESE planea publicar en el futuro, como parte de su programa actual de trabajo. La serie de informes pretende contribuir al debate tanto espa-ñol como europeo entre profesionales, reguladores y académicos sobre los mercados regulados.

El presente informe se publica conjuntamente con el Instituto Vasco de Competitividad (IVC). Su objetivo es ofrecer una perspectiva sobre el estado actual de la regulación y de la competencia en los mercados españoles del gas y la electricidad que esté enmarcada en la teoría económica de la organización industrial, la regulación y la defensa de la competencia, a la vez que analizar algunos de los desarollos más recientes que han ocurrido en el sector.

El informe ha sido escrito por Giulio Federico y Xavier Vives, del Centro Sector Público - Sector Privado del IESE, en colaboración con Natalia Fabra, de la Universidad Carlos III de Madrid. Natalia Fabra ha contribuido principalmente en el análisis de la contratación a plazo y pagos por capacidad, contenidos en las Secciones 4 y 6, y ha realizado una amplia aportación al resto del informe. Las ideas expresadas en el informe reflejan las opiniones sólo de los autores, y no representan las opiniones de las instituciones a las cuales representan.

Nos gustaría agradecer a los asesores externos Miguel Ángel Lasheras, Ignacio Pérez Arriaga y Nils-Henrik von der Fehr, y a Yoseba Peña Landaburu, del IVC, por sus valiosas sugerencias y comentarios para la mejora de este informe. También nos gustaría agradecer a Rafael Durbán Romero (CNE), Javier de Quinto Romero y Ventura Rodríguez García (ambos de la REE) por facilitarnos el acceso a información, y a Gregorio Mednik y Juan Temboury, por ofrecer sugeren-cias sobre el borrador del informe. Pablo Salvador brindó una excelente colaboración durante la investigación; Ángel López, Flavia Roldán y Jordi Ollé revisaron la versión en castellano del informe, y Salvador Estapé y Berta Torres contribuyeron en el proceso de edición y producción del informe.

Prof. Xavier VivesDirector AcadémicoCentro Sector Público – Sector PrivadoIESE-Universidad de Navarra

Prólogo


II Centro Sector Público - Sector Privado - Instituto Vasco de Competitividad

Centro Sector Público - Sector PrivadoEl Centro Sector Público - Sector Privado, centro de investigación del IESE, nace en octubre de 2001. Su misión es fomentar la investigación en el ámbito de las relaciones entre el sector privado y las Administraciones públicas. Los objetivos principales del centro son realizar investigación de la más alta calidad científica en la intersección del sector privado y público, consolidar un grupo de excelencia investigadora internacional en el ámbito de actuación del centro con masa crítica suficiente, divulgar los estudios científicos en los medios empresariales y Administraciones con voluntad de impacto en la formación de las políticas públicas en Cataluña, España, Europa y Latinoamérica, servir de foro de intercambio entre investigadores, profesionales, empresarios y administradores públicos y contribuir a la formación empresarial de alto nivel en el área de sector público-sector privado.

Los patronos del centro son: Accenture, Ajuntament de Barcelona, Cambra de Comerç de Bar-celona, Diputació de Barcelona, Caixa Manresa, Consell de l’Audiovisual de Catalunya, Garri-gues, Departament d’Economia i Finances y Departament d’Innovació, Universitats i Empresa de la Generalitat de Catalunya, Fundació Agbar, Mediapro, Sanofi-aventis y Vida Caixa.

Orkestra, Instituto Vasco de CompetitividadOrkestra, Instituto Vasco de Competitividad, fue creado en 2006 por la Fundación Deusto (Uni-versidad de Deusto) con el objetivo de apoyar la actividad de la Administración pública, los agentes socioeconómicos y todas las Universidades del País Vasco en los ámbitos relacionados con la competitividad. Sus áreas de investigación son cuatro: Clústers, Desarrollo Regional e Innovación, Entrepreneurship, Estrategia y Bienestar.

Los patronos del centro son: Sociedad para la Promoción y Reconversión Industrial (SPRI) - Go-bierno Vasco, la Diputación Foral de Gipuzkoa, Euskaltel, Gamesa, Kutxa y Repsol-Petronor.


Resumen ejecutivo

IIIIESE - Universidad de Navarra – Universidad de Deusto

Resumen ejecutivo

Este informe ofrece un panorama de los principales hitos en materia de regulación y competen-cia en los mercados del gas y la electricidad en España, y los enmarca en el contexto europeo. La regulación de los mercados energéticos necesita conciliar una serie de objetivos diversos, no siempre compatibles entre sí, como son, entre otros, la seguridad de suministro, el respeto al medio ambiente, la competencia en el mercado doméstico y la competitividad internacional de la economía. La tensión entre estos objetivos requiere políticas sectoriales coherentes para aliviar los conflictos potenciales existentes.

El informe se centra principalmente en la regulación y política de la competencia en los merca-dos del gas y la electricidad en España, sin pretender analizar todas las cuestiones de política pública que afectan a dichos mercados. El objetivo del informe es ofrecer un análisis exhaustivo del estado actual de la regulación y de la competencia en el sector energético español, y subrayar aquellas áreas donde se requieren políticas más eficaces.

Nuestro análisis muestra que la competencia en el mercado energético español ha mejorado de for-ma gradual hasta 2007, tanto en gas como en electricidad. Ha habido un crecimiento significativo por parte de nuevos entrantes y operadores de menor tamaño en algunos segmentos de la cadena de valor, particularmente en los mercados mayoristas del gas y la electricidad, y en el suministro de gas a clientes industriales. Sin embargo, persisten algunos problemas significativos de compe-tencia y regulación que están afectando al correcto desarrollo de la industria. Sin ánimo de ser exhaustivos, éstos incluyen los siguientes: un nivel imperfecto de competencia en varios mercados (debido a la combinación de una regulación inadecuada y al grado de concentración de mercado); una aplicación distorsionada (y a veces errática) de la regulación y del control de fusiones en el sector (que en alguna ocasión ha creado obstáculos artificiales a su reestructuración corporativa); una elevada y creciente dependencia energética del exterior (principalmente de gas); y un avance lento de la liberalización efectiva en el segmento minorista doméstico. A ello se suma la necesidad de desarrollar una política coherente que, a través de mecanismos de mercado, impulse un mix adecuado de tecnologías para la generación de electricidad en el medio y largo plazo.


IV Centro Sector Público - Sector Privado - Instituto Vasco de Competitividad

El contexto europeo

En Europa se está produciendo un intenso debate sobre cómo diseñar la regulación para que la competencia en la industria energética sea más efectiva. Este debate ha venido en parte motivado por el incremento de los precios de los combustibles (principalmente, petróleo y gas, pero tam-bién carbón) desde 2004 hasta mediados de 2008, y por el consiguiente aumento de los precios de la electricidad, así como por la percepción de una cierta falta de competencia en el sector. Los mercados europeos son cada vez más dependientes del gas importado (principalmente, del gas proveniente de Rusia, aunque no de modo exclusivo), lo cual plantea cuestiones tan importantes como son la dependencia energética y la seguridad en el suministro. España no es ajena a estas cuestiones, entre otras razones, por su exposición a los precios internacionales del petróleo y su efecto sobre los precios del gas importado (tanto del gas que se transporta por gasoducto como del gas natural licuado o GNL).

En 2007, la Comisión Europea publicó los resultados de su Energy Sector Inquiry, un informe sobre el funcionamiento de los sectores de la energía en Europa que halló falta de competencia efectiva en la mayoría de los mercados energéticos europeos. La razón principal que la Comi-sión identifica como causante de la falta de competencia es la combinación de la concentración horizontal en los segmentos liberalizados de la cadena productiva (aprovisionamiento de gas, generación de electricidad y comercialización) y la integración vertical (principalmente, la que afecta a las infraestructuras de transporte de gas y electricidad). Mientras que los problemas de concentración horizontal identificados por la Comisión también están presentes en el mercado español (tanto en gas como en electricidad), los aspectos verticales tienen una menor relevancia en España gracias a la separación vertical existente entre las redes de transporte de electricidad y gas y las actividades en régimen de competencia. Sin embargo, también en España es relevante considerar una separación posiblemente más efectiva de las redes de distribución del suministro minorista para reducir las barreras a la entrada en la actividad de comercialización. La Comisión Europea también ha intentado fortalecer la aplicación de la política de defensa de la competencia en los sectores energéticos (principalmente, a través de investigaciones sobre infracciones del Artículo 82 del Tratado Europeo, CE). Esto está llevando a que en algunos países se adopten remedios estructurales que probablemente contribuyen a mejorar la competencia. De manera similar, el control de fusiones se ha utilizado, en algunos casos, como instrumento para alcanzar reformas estructurales significativas. No se puede descartar que algunas de estas tendencias de la regulación también afecten al mercado español en un futuro.

El contexto español

Las características de los mercados del gas y la electricidad en España difieren en algunos as-pectos del contexto europeo. En España destacan las fuertes tasas de crecimiento que ha experi-mentado la demanda de electricidad (que a su vez han originado un crecimiento significativo de


Resumen ejecutivo

VIESE - Universidad de Navarra – Universidad de Deusto

la demanda de gas); las limitaciones en las interconexiones eléctricas con otros países europeos; y la elevada dependencia energética con el exterior (principalmente, de gas y petróleo). Al igual que en otros países europeos, los mercados españoles del gas y la electricidad también han estado caracterizados por un elevado nivel de concentración empresarial, que ha afectado a su funcio-namiento bajo el marco regulatorio vigente desde su liberalización.

El funcionamiento reciente de los mercados del gas y la electricidad en España no ha sido ajeno al contexto estructural y regulatorio en el que se enmarca. Las tendencias que han caracterizado la reciente evolución del mercado español (y que analizamos en detalle en este informe) incluyen las siguientes:

- La presencia de distorsiones regulatorias (que han afectado de forma más destacada al mer-cado eléctrico, y en particular a la competencia en el suministro a clientes finales).

- Un importante crecimiento de las energías renovables (eólica y, más recientemente, solar).

- Una rápida expansión de las importaciones de GNL y de las infraestructuras de regasificación, haciendo que España sea uno de los líderes europeos en esta área.

- Una convergencia creciente entre los mercados del gas y la electricidad, especialmente a nivel mayorista, impulsada por el incremento en el número de centrales de gas de ciclo combinado (combined cycle gas turbines, o CCGT) para la generación de electricidad. Esto ha contri-buido a intensificar la competencia en ambos mercados (con un buen resultado para España, dentro del contexto europeo, en los mercados mayoristas e industrial del gas, aunque no tan bueno en electricidad), aunque también está aumentando la dependencia de España del gas de importación.

Regulación en el sector energético español

Se ha producido una intensa actividad regulatoria en el sector energético español desde su libera-lización a finales de los años noventa. Dicha actividad no ha decaído en los últimos años, sobre todo en el sector eléctrico. Una de las cuestiones políticas clave en el sector eléctrico sigue siendo la diferencia creciente entre los ingresos de la tarifa regulada y los precios en el mercado mayoris-ta de electricidad. Este déficit tarifario aumentó significativamente en 2005 y 2006 (cuando los precios mayoristas aumentaron rápidamente sin que se produjera un ajuste similar en las tarifas reguladas). El año 2008 también estará caracterizado por un abultado déficit tarifario.

El Gobierno ha introducido varias reformas en el mercado de producción de electricidad para hacerlo más competitivo, así como para intentar contener la acumulación del déficit de tarifa. Una de estas medidas (y con la que de forma explícita se persigue fomentar la competencia) ha


VI Centro Sector Público - Sector Privado - Instituto Vasco de Competitividad

sido la obligación de que los dos generadores principales (Endesa e Iberdrola) celebren subastas de Emisiones Primarias de Energía (EPE). España es, junto con Portugal, el único país en Europa donde las EPE han sido introducidas como medida regulatoria para mitigar el poder de mercado (y no como remedio en casos de fusiones)1. Sin embargo, el alcance de esta medida es todavía limitado (la capacidad virtual de cada empresa sujeta a EPE a mediados de 2008 no ha superado los 1,25 GW, lo que equivale a menos del 6% de su capacidad). El reducido volumen de las EPE y la corta duración de los productos subastados probablemente hayan mermado su efectividad en términos prácticos.

El Gobierno también ha intentado fomentar la contratación a plazo en el mercado eléctrico español, a través de la celebración, desde mediados de 2007, de las denominadas Subastas CE-SUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso). El análisis contenido en este informe no apunta a que estas subastas puedan tener, bajo su diseño actual, un fuerte impacto procompetitivo. Sin embargo, estas subastas podrían tender hacia un sistema de adjudicación de contratos a largo plazo, cuyos efectos potenciales serían la intensificación de la competencia por el mercado (competition for the market) y la mejora en el proceso de determinación de las tarifas reguladas, que quedarían exentas de parte de la volatilidad que caracteriza a los precios del mercado al contado (spot).

El Gobierno ha llevado a cabo otras reformas significativas, tales como la adopción de un nuevo sistema de pagos por capacidad desde 2007, o la minoración de los sobreingresos recibidos por los generadores a partir de 2006 como resultado de la internalización de los costes de oportuni-dad de las emisiones de CO2.

Otra iniciativa regulatoria reciente ha sido la reforma del mecanismo para el reconocimiento y financiación del déficit de tarifa eléctrico. Con esta reforma, el déficit tarifario se reconoce ex-ante a los distribuidores y queda incorporado en las tarifas de acceso, de modo que los comer-cializadores independientes puedan competir con la tarifa regulada. Si bien esta reforma elimina algunos de los obstáculos al desarrollo de la competencia en el mercado liberalizado, todavía no soluciona el hecho de que las tarifas reguladas no reflejan ni responden a cambios en los precios del mercado eléctrico. Dadas las fuertes variaciones a las que están sujetos los precios inter-nacionales del combustible, las tarifas reguladas deberían ajustarse para que las decisiones de consumo fueran eficientes. Además, sólo las tarifas que reflejen los precios del mercado pueden permitir el desarrollo de una competencia efectiva y sostenible en los mercados minoristas.

La solución al déficit tarifario no puede ser ajena a la necesidad de promover la competencia en el mercado de generación de electricidad, cuyo diseño tal vez deba de ser mejorado. En este contexto, la Comisión Nacional de Energía (CNE), al tiempo que recomendaba un incremento significativo de las tarifas reguladas a mediados de 2008 con el objetivo de frenar la acumula-ción del déficit tarifario, también resaltaba el hecho de que algunas tecnologías de generación

1 Sin embargo, otros países – por ejemplo, Reino Unido e Italia – han confiado en la desinversión de activos como medida para reducir de forma estructural la concentración en sus mercados de generación.


Resumen ejecutivo

VIIIESE - Universidad de Navarra – Universidad de Deusto

(principalmente, la nuclear e hidráulica) han obtenido significativas rentas “inframarginales” como resultado de la subida del coste del combustible de las tecnologías que marcan el precio del mercado, especialmente marcada hasta la primera mitad de 2008. La CNE no recomendó medidas concretas para tratar esta cuestión.

Política de la competencia en el sector energético español

Las autoridades de defensa de la competencia en España se han pronunciado en diversas ocasio-nes sobre operaciones y otros asuntos de competencia relevantes en el mercado energético espa-ñol. Entre las decisiones más notables tomadas por el Tribunal de Defensa de la Competencia (TDC) y la Comisión Nacional de Competencia (CNC), están la decisión sobre la propuesta de fusión entre Gas Natural y Endesa (a finales de 2005 y comienzos de 2006) y cuatro decisiones sobre precios excesivos en el mercado de restricciones técnicas (entre finales de 2006 y mediados de 2008).

El control de fusiones en el sector energético español no siempre se ha aplicado de forma consis-tente durante los últimos años. Se prohibieron fusiones entre competidores relativamente meno-res (Unión Fenosa/Hidrocantábrico), y se bloquearon otras con criterios regulatorios no siempre bien definidos (Gas Natural/Iberdrola). Esta tendencia continuó con la propuesta de fusión Gas Natural/Endesa, que puso de manifiesto el conflicto entre el regulador sectorial y la autoridad de defensa de la competencia: mientras que el primero recomendaba la aprobación de la fusión bajo ciertas condiciones, el segundo recomendaba su prohibición (a pesar de la posibilidad de aplicar medidas estructurales). El Gobierno (que entonces tenía la última palabra en el control de fusiones) siguió las recomendaciones de la CNE, aunque con algunas modificaciones. Las sucesivas OPAS sobre Endesa por parte de E.On y Enel/Acciona hicieron que la fusión Endesa/Gas Natural (y sus condiciones) no prosperaran. A raíz de este caso, el Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas (TJCE), a petición de la Comisión Europea, dictaminó que los poderes regulatorios de la CNE sobre fusiones (“Función 14”) ampliados por el gobierno español en fe-brero de 2006, eran contrarios a la legislación europea porque no se ceñían a la preservación de la seguridad de suministro en materia energética. Las ofertas sobre Endesa también han puesto de manifiesto una potencial paradoja en relación con la adquisición de empresas privadas por parte de empresas públicas extranjeras (o sobre las que pesa un fuerte control estatal): un país como España puede privatizar una empresa, supuestamente por razones de eficiencia, pero en-contrarse con que ésta puede volver a manos públicas, esta vez extranjeras (sin que se viole la ley de competencia europea, puesto que el Tratado Europeo es neutral con respecto a las formas de propiedad de las firmas). Por tanto, la cuestión radica en si las reglas de juego efectivas sobre el control corporativo en el mercado europeo son las mismas para todos. La propuesta de fusión entre Gas Natural y Unión Fenosa, anunciada en agosto de 2008, será otro test importante para la aplicación del control de fusiones en el sector energético español.


VIII Centro Sector Público - Sector Privado - Instituto Vasco de Competitividad

La autoridad de defensa de la competencia española ha impuesto recientemente multas a Viesgo, Iberdrola y Gas Natural por abuso de posición dominante en el mercado de restricciones técni-cas. Estas decisiones ponen de manifiesto la disposición de las autoridades españolas a aplicar las reglas de abuso de dominio en el sector energético, incluso en la difícil y controvertida área de precios excesivos bajo el Artículo 82 del Tratado Europeo. Sin embargo, los mercados de res-tricciones tienen características peculiares, por lo que no está claro que la aplicación de criterios similares pueda extenderse fácilmente a otros ámbitos del mercado eléctrico (o a otros mercados energéticos con empresas dominantes).

Evolución de los mercados españoles del gas y la electricidad hasta 2007

El análisis que se realiza en el informe sobre la evolución de los mercados españoles del gas y la electricidad hasta 2007 revela las siguientes cuestiones:

Aprovisionamiento de gas. La dependencia española del GNL importado sigue siendo elevada: el GNL representa casi un 70% de las importaciones totales de gas en 2007. El papel del GNL está permitiendo que España alcance una diversificación significativa de sus fuentes de importa-ción (en relación con la mayor parte de países europeos), tal y como demuestra la existencia de un gran número de países que suministran gas en el mercado español, sin que ninguno de ellos haya aportado más del 40% del volumen total de GNL importado en 2007. Las inversiones en infraestructuras de GNL también están aumentando con la puesta en marcha de una sexta terminal en Mugardos en 2007, que se suma a las tres terminales operadas por el Operador del Sistema de Transporte (Enagás) y las otras dos terminales de propiedad privada (Bilbao y Sagun-to). Sin embargo, las actividades de aprovisionamiento de gas están concentradas en manos de la empresa incumbente (Gas Natural), que todavía concentra aproximadamente el 60% de las importaciones totales de gas a España. No obstante, dicha cuota está disminuyendo gracias al crecimiento de las importaciones de GNL bajo el control de otros operadores.

Mercado eléctrico mayorista. En los últimos años, el sector de generación ha estado caracte-rizado por la entrada de nuevas CCGT y parques eólicos, en algunos casos promovidos por empresas de menor tamaño. Ello ha contribuido a que en 2007 se haya reducido la cuota de mer-cado conjunta de los dos mayores generadores (Endesa e Iberdrola) a aproximadamente el 60% (sobre la generación en régimen ordinario) o por debajo del 55% (si se incluye la producción en régimen especial), en relación con el 80% que se registraba a finales de los noventa. Como resultado de ello, en 2007 se redujo de forma considerable el número de horas en las que los dos mayores generadores fueron pivotales (es decir, necesarios para la cobertura de la demanda), aunque, de manera conjunta, los dos mayores generadores siguen siendo pivotales durante un número de horas significativo. Además, el mercado de generación eléctrica en España permanece concentrado, tal y como refleja el Índice Herfindahl-Hirschman (IHH) de 2007, bien sea con datos de capacidad o de producción en régimen ordinario. Ello es así a pesar de que el nivel del


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IHH ha ido disminuyendo con el tiempo y está en la región de concentración moderada si uno considera todos los productores en el mercado ibérico y/o también las instalaciones en régimen especial. El grado de concentración observado en el mercado español de generación es similar al de otros grandes países europeos (con la excepción de Reino Unido).

Los precios mayoristas eléctricos han variado significativamente en los últimos años, principal-mente como consecuencia de cambios en los precios de los combustibles fósiles y de los derechos de emisión de CO2, así como de variaciones en el nivel de hidraulicidad. Después de los altos precios de la electricidad registrados en 2005 y 2006, los precios eléctricos durante 2007 expe-rimentan una tendencia a la baja (impulsada por los menores precios del gas y las muy bajas cotizaciones de los derechos de emisión de CO2), que no obstante se revierte durante el final de 2007 y en 2008.

En julio de 2007 se inicia la integración de los mercados luso y español. Sin embargo, la conges-tión de las interconexiones impide la igualación de precios entre ambos países, siendo los precios portugueses significativamente superiores a los españoles en la segunda parte de 2007, y también en 2008.

En un futuro cercano se prevé una entrada significativa en el mercado de nueva capacidad en ciclos combinados de gas y energías renovables (principalmente eólica y solar). Bajo algunos es-cenarios, la capacidad en CCGT y régimen especial (que incluye las energías renovables) podría alcanzar, de forma conjunta, dos tercios de la potencia total instalada en 2011. La energía solar ha experimentado un fuerte ascenso entre 2007 y 2008, debido a las elevadas primas con las que se fomenta dicha tecnología, que serán reducidas a partir de 2009, y también a las reducciones en sus costes.

Mercado minorista de gas. La demanda minorista de gas ha aumentado rápidamente en los últimos años, fuertemente impulsada por la demanda de gas para la generación de electricidad (que se duplicó entre 2004 y 2007). En cuanto a su volumen, el mercado liberalizado abarca el 90% de la demanda total, frente a sólo el 10% que paga tarifas reguladas. La posición de Gas Natural en el mercado liberalizado de gas se ha debilitado (en 2005 su cuota de mercado había caído por debajo del 50%, y en 2007 ésta se ha situado en el 46%), entre otras razones, porque algunas compañías eléctricas (principalmente Iberdrola y Unión Fenosa) autoabastecen la demanda de sus ciclos combinados. Esto no es óbice para que la posición de Gas Natural en el mercado residencial de gas siga siendo fuerte, gracias a sus extensas redes de distribución (que abastecen a más del 80% del consumo de gas) y al hecho de que pocos clientes residenciales (10% en promedio) hayan cambiado de suministrador de gas. El desarrollo de la competencia en el mercado minorista de gas en España (medida por las tasas de cambio de suministrador) no difiere del de la mayoría de países europeos, algunos de los cuales tienen aún menores tasas de cambio en el segmento residencial en comparación con las registradas en España. No obstante, es importante recordar que tanto las cuotas de mercado como los cambios de suministrador son


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indicadores imperfectos del grado de competencia, dado que no reflejan los precios efectivos que paga el consumidor.

Mercado minorista de electricidad. El hecho de que las tarifas eléctricas reguladas se situaran por debajo de los precios del mercado mayorista ha supuesto un freno al desarrollo de la co-mercialización libre, especialmente en 2005 y 2006. Durante estos dos años, el déficit tarifario alcanzó niveles muy elevados (entre un 20%-30% del total de los ingresos regulados), y fue asig-nado al componente energético de la tarifa, dando por resultado márgenes minoristas negativos para quienes ofertaban a precios de mercado. La presencia del déficit tarifario, y la manera en que fue financiado, provocó una fuerte contracción del mercado liberalizado entre 2005 y 2007; así, a lo largo de 2007, éste suministraba a precios de mercado en torno al 25% de la demanda y a menos del 10% de los clientes. La reforma tarifaria introducida en 2007 revirtió parcialmente esta tendencia, al asignar el déficit tarifario al componente regulado de la tarifa, permitiendo, en principio, que los comercializadores pudieran competir con la tarifa regulada. Además, en julio de 2008 se suprimieron las tarifas generales de alta tensión (cuyo consumo representa aproxi-madamente el 50% del total). Esto también puede suponer un estímulo a la competencia en el mercado liberalizado. Al igual que en el mercado residencial de gas, la mayoría de los clientes que optaron por el mercado liberalizado permanecen con el incumbente, de tal modo que en 2007, más del 95% de los clientes era suministrado por el distribuidor de zona. En cualquier caso, como ya se ha mencionado, estos datos son indicadores imperfectos del grado de compe-tencia en la comercialización.

Cuestiones abiertas

El informe no ha podido profundizar en algunas cuestiones relevantes, cuestiones que jugarán un papel destacado en el debate sobre cómo mejorar el funcionamiento del sector. Sin ánimo de ser exhaustivos, la lista incluye las siguientes:

• Elpapelquetendránenelfuturomix energético de España tanto la generación nuclear como las tecnologías de carbón limpio.

• Lapolíticadepromocióndelasenergíasrenovables(incluyendoparticularmentelaenergíaeólica y solar), que debiera responder al conflicto potencial entre la contención de costes y la diversificación óptima (para lo que hay que cuantificar las externalidades asociadas con el cambio climático, como así también otros factores tales como la seguridad energética y el fomento del I+D y la competitividad internacional en nuevas tecnologías).

• LaposibilidaddemejorareldiseñodelEmission Trading Scheme (ETS) europeo.


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• LacreaciónenEspañadeunmercadomayoristadegasmásefectivo(paracontratosspot y a plazo).

• Laregulaciónóptimadelasredesdeinfraestructura(incluyendolanecesidaddemantenerincentivos correctos de inversión), y reformas relacionadas a la retribución de las actividades de transporte y distribución introducidas en España a comienzos de 2008.

• Lasmedidasquefomenteneldesarrollodelacompetenciaefectivaenelsuministroenergéticoa los consumidores finales, y el diseño adecuado para las tarifas de último recurso (TUR).

• Lamejoradelasseñalesqueincorporanlospreciosparaquelosconsumidoresfinales(es-pecialmente los eléctricos) puedan tomar decisiones eficientes de consumo (por ejemplo, a través de una mayor discriminación horaria).

Conclusiones

Del análisis sobre la reciente evolución de los mercados españoles del gas y la electricidad se extraen algunas de las siguientes conclusiones:

Tendencias en el mercado mayorista de gas. La competencia en el mercado mayorista de gas está mejorando, gracias al crecimiento en las importaciones de GNL y al mayor aprovisionamiento de la demanda de los ciclos combinados por parte de empresas distintas al incumbente, Gas Natural. Sin embargo, el peso de Gas Natural es todavía significativo, como lo demuestra su participación en el aprovisionamiento total de gas. Mientras que la dependencia de España del GNL le permitirá beneficiarse de la previsiblemente mayor competencia entre productores de gas (gas-to-gas competition) en el futuro, en la actualidad el sistema español sigue expuesto a las fluctuaciones en los precios internacionales del petróleo, que afectan al coste de las importacio-nes de GNL y del gas que llega por gasoductos.

Competencia en la generación de electricidad. En los últimos años se ha reducido el poder de mercado de los dos principales generadores (Endesa e Iberdrola) gracias a la inversión en plantas de ciclo combinado por parte de nuevos entrantes, por parte de empresas eléctricas de menor tamaño (principalmente Unión Fenosa, pero también EDP/HC y Viesgo) y por parte del incum-bente gasista, Gas Natural. Por otra parte, el mercado español de generación eléctrica permanece altamente concentrado, según ciertas definiciones de mercado relevante, y está débilmente inter-conectado con otros mercados (Francia y Portugal). Por ello, sigue siendo necesario profundizar en medidas que mitiguen el poder de mercado y que aumenten la capacidad de interconexión eléctrica con los países vecinos.


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Convergencia entre gas y electricidad. Se ha producido una creciente integración entre los mer-cados del gas y la electricidad durante los últimos años, debido en gran parte al mayor peso de los ciclos combinados de gas en la generación eléctrica. Éste es un hecho positivo, en términos de eficiencia, porque el gas es un insumo importante en la producción de electricidad, y en tér-minos de competencia, porque la entrada de los incumbentes eléctricos en el mercado del gas, y viceversa, supone un estímulo a la competencia. Sin embargo, la mayor convergencia entre los mercados del gas y la electricidad también significa que las fluctuaciones en los precios del gas se propagan en ambos mercados. Ello acrecienta la conveniencia de aumentar en mayor medida la diversificación tecnológica en el sector eléctrico.

Diseño del mercado de generación. Algunas de las medidas regulatorias recientemente adopta-das pueden considerarse intentos para mejorar el diseño del mercado de generación, así como para contener los precios mayoristas. Entre ellas, destacan las subastas EPE y CESUR, y la minoración de los ingresos recibidos por los generadores tras la internalización de los costes de oportunidad de los derechos de emisión de CO2. Si bien las EPE se introdujeron con el objetivo de mitigar el poder de mercado, su hasta ahora restringido volumen y algunas cuestiones especí-ficas sobre su diseño (por ejemplo, la corta duración de los productos subastados), pueden haber limitado su impacto. La experiencia reciente en otros países con mercados eléctricos liberaliza-dos (principalmente, Reino Unido) también pone de manifiesto que las reformas estructurales, más que cambios en el diseño del mercado, constituyen la manera más efectiva para fomentar la competencia. Probablemente éste sea también el caso en el contexto español.

Liberalización de los mercados residenciales de energía. La competencia en los mercados resi-denciales de energía en España es todavía débil y distorsionada. A nivel nacional, en promedio, sólo el 10% de los clientes residenciales de gas han cambiado a proveedores alternativos de gas, mientras que en electricidad, esta cifra se reduce a menos del 5%. El déficit tarifario eléctrico, conjuntamente con el imperfecto diseño de la tarifa hasta 2006, han impedido una efectiva com-petencia en el mercado minorista de electricidad, lo cual ha podido tener repercusiones sobre el mercado del gas al dificultar las ofertas duales de gas y electricidad. Por ello, la perspectiva de una liberalización efectiva, incluyendo la eliminación de controles de precios si se desarrollara una competencia suficiente, parece lejana, al menos en el suministro energético a los hogares. El mantenimiento de un precio regulado de último recurso para los clientes residenciales estaría en línea con lo contemplado en las directivas comunitarias traspuestas a la legislación española en 2007, en la medida en que refleje los precios de mercado y no distorsione la competencia.

Inestabilidad regulatoria. La aplicación de la política regulatoria y de competencia en el mercado del gas y la electricidad es todavía inestable, lo cual está contribuyendo al alto grado de incer-tidumbre regulatoria. Éste es el caso en varias áreas, incluyendo el control de fusiones (que no ha sido aplicado de manera consistente); el diseño del mercado de producción eléctrica (que ha estado sujeto a varias intervenciones en los últimos años); la determinación de las tarifas regula-das (que no responden a mecanismos de mercado), y la política de fomento de las energías reno-vables (que no ha sido estable en el tiempo, como lo ha demostrado la persistente incertidumbre


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sobre la remuneración de la energía solar durante 2008). No hay que olvidar que la inestabilidad regulatoria no sólo perjudica a las empresas, sino también a los consumidores, en particular a los que llevan a cabo inversiones condicionadas al precio del suministro energético.

Recomendaciones de política sectorial

Las recomendaciones de política sectorial que pueden derivarse de nuestro análisis sobre la re-ciente evolución de la regulación y de la competencia en los mercados del gas y la electricidad en España son las siguientes:

• Incentivarelusodemecanismosdemercadoparaalcanzarunmix de generación equilibrado y para mejorar la gestión de la demanda

En la actualidad, el mercado energético español depende en gran medida del gas importado y está directamente expuesto a las variaciones de los precios internacionales del gas (y del petróleo). Para aumentar la seguridad en el suministro y contener los costes futuros de la energía es necesario profundizar en la diversificación tecnológica. En la práctica, esto sig-nifica que hay que continuar incentivando las energías renovables, pero no por ello obviar el análisis coste-beneficio de la política de fomento de las energías renovables, que debe de tener en cuenta las externalidades positivas que estuvieran asociadas a este tipo de genera-ción. Deberían también explorarse mecanismos para preservar el papel actual que juegan la energía nuclear y el carbón en el mix energético en el medio plazo (siempre que se demuestre su eficiencia y coherencia con los objetivos medioambientales).

Deberían de considerarse mecanismos de mercado para la licitación de capacidad adicional de generación al sistema, que determinen un nivel óptimo de remuneración por nueva capa-cidad, promuevan un mix energético apropiado y que también fomenten que el mercado de producción de electricidad sea más impugnable.

También se requieren esfuerzos más decisivos para incentivar ahorros de energía y una mayor eficiencia energética, lo cual pasa por incentivar y posibilitar el que la demanda responda a cambios en los precios de mercado. Las señales de precios para los consumidores finales deberían mejorarse tanto en el corto plazo (permitiendo una mayor discriminación horaria) como en el largo plazo (eliminando el déficit tarifario).

• Ajustarlastarifasdeelectricidadparaprevenirunamayoracumulacióndeldéficittarifario

En España, las tarifas reguladas de suministro eléctrico están todavía por debajo de los pre-cios del mercado de producción eléctrica. Ésta es una situación insostenible, y no envía se-ñales de mercado correctas a los usuarios finales de electricidad (al menos en el medio/largo


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plazo). La ausencia de una mayor discriminación horaria, junto con el hecho de que los precios minoristas se han mantenido artificialmente bajos durante un período considerable en España, pueden haber generado niveles excesivos de demanda y, por tanto, requerir niveles ineficientes de capacidad instalada. El hecho de que las tarifas reguladas hayan permanecido por debajo de los precios de mercado también ha distorsionado la competencia, tanto en el mercado minorista de la electricidad (al menos hasta finales de 2006) como en el mercado de las ofertas duales de gas y electricidad (afectando así también la competencia por los consumidores de gas residencial). Por ello, es crítico ajustar las tarifas en base a un calen-dario creíble y bien definido, para ponerlas en línea con los precios de mercado y prevenir una acumulación adicional del déficit tarifario. Esto debería realizarse de forma simultánea al refuerzo de las medidas que tiendan a aumentar la competencia en el mercado mayorista eléctrico. Con el tiempo, la eliminación de políticas de subsidios en la tarifa minorista podría -como un objetivo secundario- permitir una liberalización más rápida y más eficaz, tanto en el mercado del gas como en el de la electricidad. No obstante, antes de la eliminación del control de precios a nivel minorista, el regulador necesitaría asegurarse que la competencia entre las empresas es lo suficientemente intensa en los mercados minoristas.

• Hacermásefectivaslasmedidasdemitigacióndelpoderdemercadoenelmercadodepro-ducción de electricidad

Las medidas introducidas por el Gobierno para mitigar el poder de mercado en el mercado de generación pueden hacerse más efectivas. Esto afecta, en particular, a las subastas EPE, imple-mentadas desde mediados de 2007. Éstas deberían afectar a un mayor volumen de potencia, al tiempo que la duración de los productos subastados debería ser más larga. Por otra parte, las subastas CESUR no deberían considerarse como una medida de mitigación del poder de mercado, dado que la participación de los generadores en este tipo de subastas no es obliga-toria. Sin embargo, la mitigación del poder de mercado es quizás una cuestión menos crítica ahora que durante las primeras fases de la liberalización gracias, en parte, al crecimiento de las empresas de menor tamaño en el mercado.

• Inducirunaestructurademercadoycorporativaeficientes

Deberían eliminarse los impedimentos legales o regulatorios artificiales para que se produzca una eficiente reestructuración corporativa en el sector energético, respondiendo a tendencias tecnológicas o de mercado, u originadas en el mercado por el control corporativo. Deberían utilizarse reformas estructurales allí donde sea posible para mejorar el funcionamiento de los mercados del gas y la electricidad en España (incluyendo medidas para favorecer una mayor interconexión con los países vecinos, tales como Portugal y Francia, y una capacidad domés-tica de almacenamiento de gas más significativa). Siguiendo el ejemplo de los reguladores en


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otros países y, más recientemente, de la Comisión Europea, la aplicación del derecho de la competencia, así como el control de fusiones, podrían ser utilizados de manera más efectiva en el futuro, con el objetivo de mejorar la estructura del mercado como medio para incentivar la competencia.

• Promoverlaestabilidadregulatoria

El gran número de medidas adoptadas por el Gobierno durante los dos últimos años ha contribuido a la inestabilidad regulatoria y creado un marco regulatorio complejo. Existe la necesidad de promover la estabilidad regulatoria en el tiempo (tanto para empresas como para consumidores), a la vez de mejorar la regulación allí donde sea posible, con medidas bien seleccionadas y dirigidas. La política de defensa de la competencia también debe ser aplicada de forma consistente dentro del marco de la UE, y debe estar guiada por un análisis económico de los efectos de las prácticas restrictivas o de las concentraciones. La política de fusiones debería permitir la reestructuración corporativa del sector, siempre que ésta no dis-torsione la competencia efectiva, y siempre que favorezca la mayor eficiencia de las empresas y les permita adquirir una escala suficiente en los mercados energéticos internacionales (por ejemplo, un tamaño suficiente para asegurarse insumos a precios razonables). De manera similar, los mecanismos regulatorios de compensación por energías renovables (por ejemplo, energía solar y eólica) han de fijarse sobre la base de metodologías económicas robustas, lo cual sería garantía de una mayor estabilidad regulatoria para las nuevas inversiones. Por último, la política tarifaria debería servir para alcanzar y mantener un mercado energético eficiente y competitivo, y no para contribuir a otros objetivos, tales como el control de la inflación.


Introducción

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1. Introducción

El presente informe ofrece una visión exhaustiva de los desarrollos recientes en el mercado ener-gético español, centrándose en cuestiones relativas a la regulación y política de la competencia del sector. El objetivo principal del informe es ofrecer una perspectiva sobre el estado actual de la regulación y de la competencia en el mercado energético español que esté enmarcada en la teoría económica de la organización industrial, la regulación y la defensa de la competencia, al tiempo que analizar algunos de los hechos más recientes del sector.

La estructura del informe es la siguiente

La Sección 2 expone, brevemente, las principales características de los mercados del gas y la electricidad, subrayando los aspectos clave de estos mercados desde una perspectiva económi-ca, y las áreas donde es más probable que surjan problemas de regulación y de competencia.

La Sección 3 resume el debate actual sobre regulación en el mercado energético europeo. Esta sección analiza los temas de dependencia energética y seguridad de suministro (discutiendo la evidencia reciente sobre flujos de importación de energía e infraestructura) y los desarrollos recientes en el área de regulación y política de la competencia. El análisis presentado aquí sirve de base para un estudio general sobre la evolución del mercado español que se abordará en las siguientes secciones.

La Sección 4 contiene un análisis y crítica de la regulación y de la política de la competencia en el sector energético español. Se discuten tanto las reformas iniciales introducidas cuando se liberalizó el sector a finales de los noventa, como las medidas más recientes introducidas en el período 2006-2007 con el fin de acelerar la liberalización y mejorar los fallos regula-torios.

La Sección 5 ofrece un análisis de la evolución reciente de los mercados del gas y la electricidad en España. El análisis se basa en los últimos cuatro años (2004 a 2007) y trata sobre los merca-dos mayoristas y minoristas del gas y la electricidad.


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La Sección 6 ofrece una evaluación económica más profunda de dos temas relevantes para los mercados mayoristas de electricidad, y que recientemente han atraído considerable atención: el impacto de la contratación a plazo (incluyendo las subastas EPE y CESUR) en los resultados del mercado, y la reforma del mecanismo de pagos por capacidad introducidos en España en 2007.

La Sección 7 contiene conclusiones y recomendaciones de política sectorial sobre los aspectos clave del mercado energético español analizados en el presente informe.

Los Anexos contienen datos regionales adicionales sobre los mercados del gas y la electricidad en España.


La economía de los mercados del gas y la electricidad


2. La economía de los mercados del gas y la electricidad

Esta sección del informe expone brevemente las principales características económicas de los mercados del gas y la electricidad. Asimismo, presenta los problemas clave de competencia que pueden surgir en estos mercados. En primer lugar se analizará el mercado del gas, y posterior-mente el mercado de la electricidad. También se discutirá el impacto que previsiblemente tendrá la mayor convergencia entre ambos mercados.

2.1. Estructura del mercado del gas

El mercado del gas presenta una estructura vertical, bajo la que se distinguen tres tipos de seg-mentos: producción, transporte (incluyendo almacenamiento), distribución y suministro mino-rista.

Producción. La fase de producción incluye el aprovisionamiento de gas tanto de origen domésti-co como de importación desde otros países. El gas puede ser transportado a través de gasoductos o por mar en forma de gas natural licuado (GNL), siendo el coste de transporte tal que, para distancias cortas, gas proveniente de gasoducto resulta más barato que el GNL. Sin embargo, las importaciones de GNL han crecido considerablemente en los últimos años en Europa y, particu-larmente, en España, debido a la creciente demanda de gas y a reducciones de los costes relativos del GNL. El gas generalmente se importa con contratos take-or-pay a largo plazo, lo cual respal-da las inversiones necesarias para los gasoductos de larga distancia. A nivel europeo, el precio en la mayoría de los contratos de gas se establece en relación al precio del petróleo (combustible tradicionalmente sustituto del gas). Las inversiones en instalaciones de GNL son menos específi-cas, lo cual implica que el GNL puede importarse con contratos más flexibles. El crecimiento de las importaciones de GNL incrementa las posibilidades para el desarrollo futuro de los mercados mayoristas de gas (o hubs), incluso en países con una limitada producción de gas doméstico, y las perspectivas para una competencia gas-to-gas. Sin embargo, en la actualidad, el comercio de gas en hubs es limitado en Europa, con la excepción de Reino Unido.



Transporte (incluyendo almacenamiento) y distribución. Una vez que el gas es producido o importado, necesita ser transportado a los consumidores mediante, primero, una red de alta presión, y más tarde a través de gasoductos regionales de distribución. El gas puede almacenarse domésticamente, para hacer frente a las fluctuaciones de demanda a lo largo del día o de las dis-tintas estaciones del año. Las redes de transporte y distribución muestran características de mo-nopolio natural, puesto que no pueden ser replicadas económicamente. Sin embargo, el hecho de que existan múltiples redes de distribución regionales permite, en principio, una regulación a través de la competencia referencial (o yardstick competition) en la distribución, además de cierta forma de competencia indirecta entre redes.

Comercialización. El último eslabón de la cadena vertical es la promoción y venta de gas a los clientes finales. Generalmente se identifican tres segmentos de clientes dentro de esta actividad: venta a hogares residenciales, venta a clientes industriales y comerciales, y venta a generadores de electricidad que utilizan gas como combustible principal (especialmente, centrales de gas de ciclo combinado, CCGT). Esta fase de la cadena vertical ya no presenta características de mono-polio natural, puesto que los costes hundidos en el aprovisionamiento son relativamente bajos, pudiendo coexistir múltiples empresas en competencia.

2.2. Problemas de competencia en el mercado del gas

Los mercados europeos del gas están siendo liberalizados. La liberalización normalmente supone tanto la introducción de competencia en el aprovisionamiento de gas y en el suministro minoris-ta, como el establecimiento de acceso de terceros a la red. En algunos países, si bien no en todos, la liberalización también ha llevado a la separación vertical de la propiedad de la red principal (transporte y almacenamiento).

La liberalización ha generado problemas de competencia horizontal y vertical. Los primeros es-tán relacionados con la falta de competencia significativa dentro de los segmentos competitivos de la cadena de suministro (es decir, producción y suministro minorista), lo que en algunos casos implica la necesidad de continuar regulando los precios del suministro minorista. Los problemas verticales pueden aparecer debido a la existencia de barreras de entrada a potenciales entrantes, que resultan principalmente de la integración vertical de los incumbentes en el mercado del gas entre las actividades con características de monopolio natural y las potencialmente competitivas (por ejemplo, la integración entre el transporte y el suministro minorista).

La alta concentración en el mercado internacional mayorista de gas, principalmente gas a través de gasoductos, también puede crear problemas horizontales. Sin embargo, especialmente en aquellos países que dependen principalmente del gas importado (como es el caso de España), estas cuestiones están prácticamente fuera del control de los gobiernos nacionales (tanto en tér-minos de regulación como de política de la competencia).




La aplicación de la regulación y política de la competencia en los mercados del gas se ha centrado en problemas de “cierre de mercado”. Principalmente, éstos pueden aparecer por dos razones: porque los incumbentes reserven la mayor parte de la capacidad de importación para sus contratos de gas de largo plazo, y/o por efecto de la integración vertical entre las diferentes etapas de la producción y cadena de suministro (incluyendo los segmentos de red). La primera forma de cierre de mercado puede solucionarse mediante programas de liberación de gas (gas release programs), así como me-diante mayores importaciones de GNL (que permiten a los entrantes depender en menor medida de las infraestructuras existentes). La segunda forma de cierre de mercado es, en ausencia de una separación completa de la propiedad de las redes de gas, potencialmente más problemática. Como se discutirá en la próxima sección del informe, gran parte del debate actual sobre regulación a nivel europeo se ha centrado precisamente en la necesidad de implementar una adecuada separación de la red de transporte de gas, que en muchos países de la UE sigue en manos de las empresas incumben-tes (presentes también en la producción y en el suministro a nivel minorista). Además, la Comisión Europea y algunas autoridades nacionales de defensa de la competencia han aplicado de manera recurrente el recurso de abuso de dominio (por ejemplo, el Artículo 82) para los problemas de cierre de mercado en el caso del gas (por ejemplo, recientemente en España, Italia, Bélgica y Alemania).

A nivel minorista, los problemas horizontales surgen debido a la posición de dominio del opera-dor incumbente (especialmente, en el suministro residencial). La entrada de nuevos operadores en el suministro de gas a nivel residencial puede verse dificultada tanto por la inercia al cambio de suministrador causada por los costes percibidos o reales que ello genera (switching costs), como por las ventajas de las que disfrutan los incumbentes regionales al ser propietarios de las redes de distribución (por ejemplo, ventajas de información).

2.3. Estructura del mercado eléctrico

Al igual que en el mercado del gas, en la industria eléctrica se distinguen tres segmentos: genera-ción (o producción), transporte, distribución y comercialización.

Generación. La electricidad puede ser producida usando varias tecnologías de generación, que difieren en las fuentes primarias de energía que utilizan (por ejemplo, nuclear, hidráulica, carbón, gas, fuel, eólica, etc.), en sus estructuras de costes y su flexibilidad (por ejemplo, la velocidad con la que suben o bajan su carga). La electricidad también puede ser importada desde el exterior, en la medida en que la capacidad de interconexión con países vecinos así lo permita. Dadas las características peculiares y la importancia del segmento de la generación eléctrica (y sus implica-ciones para la regulación y la competencia), en la siguiente subsección se describirán con mayor detalle sus principales características.



Transporte y distribución. Una vez generada, la electricidad tiene que ser transportada desde las plantas de generación a través de una red de transporte de alta tensión, y luego mediante redes de distribución regionales y locales de media y baja tensión.

Comercialización. El suministro a los clientes finales incluye actividades de marketing, factura-ción y entrega de la electricidad tanto a clientes en baja tensión (principalmente, los consumi-dores domésticos) como a clientes en media y alta tensión (grandes consumidores industriales).

Al igual que en el mercado del gas, los segmentos de la generación y comercialización de la electricidad son potencialmente competitivos, mientras que el transporte y la distribución (en cada región) tienen características de monopolio natural y necesitan ser regulados. Los precios a los consumidores finales permanecen regulados en varios países europeos, al menos para los hogares.

2.4. Características del mercado eléctrico

El mercado eléctrico posee una serie de características específicas que afectan tanto a su diseño como al modo de competencia entre los generadores eléctricos. A diferencia del gas, la caracte-rística más notable es que la electricidad no puede almacenarse a gran escala. La falta de almace-namiento, junto con el hecho de que la demanda de electricidad presenta una fuerte variabilidad (tanto durante el día como a lo largo del año), implican que se tiene que producir una continua e instantánea igualación entre la producción y la demanda de electricidad en todo punto de la red. Esto tiene una doble implicación. Por un lado, es necesario que una parte de la capacidad instalada de generación esté disponible para cubrir las puntas de demanda, sin que se requiera su producción en períodos de menor demanda; y por otro, durante las horas de demanda punta, los precios pueden subir significativamente a fin de permitir la recuperación de los costes fijos y variables de las plantas con bajas horas de funcionamiento. El hecho de que la demanda de elec-tricidad no responda significativamente a cambios en los precios (entre otras razones porque los precios que pagan la mayoría de los consumidores son ajenos a las variaciones de precios en el mercado eléctrico, tanto por la política tarifaria como por la ausencia de medición del consumo a tiempo real) acentúa la necesidad de contar con capacidad excedentaria capaz de cubrir las puntas de demanda.

Las características del mercado eléctrico arriba descritas también implican la conveniencia de que coexistan diversas tecnologías para cubrir las oscilaciones de la demanda al menor coste posible: las plantas con elevados costes fijos y bajos costes marginales (por ejemplo, las centrales nucleares) operan en base (es decir, a un nivel de demanda constante en el tiempo). También operan en base, aunque por distintos motivos, algunas energías renovables (como la eólica) y la hidráulica fluyente, que no pueden ser moduladas. Las plantas con bajos costes fijos y elevados costes marginales (por ejemplo, centrales de gas y/o centrales de fuel-oil) se utilizan para cubrir




la demanda punta. La posibilidad de almacenaje de la energía hidráulica modulable y del bom-beo implica que éstas también se utilizan para cubrir las puntas de demanda, cuando el coste variable de las centrales a las que sustituyen es mayor. Por último, las plantas con costes fijos y costes marginales en un rango intermedio (por ejemplo, plantas de carbón y plantas de ciclo combinado) usualmente operan como centrales de llano (mid-merit), es decir, son despachadas en todo momento excepto en los períodos de menor demanda.

Ordenando las diferentes tecnologías en orden creciente a sus costes marginales, puede cons-truirse el denominado “orden de mérito”. Las variaciones en los precios relativos del combusti-ble (incluyendo el coste de los derechos de emisión de CO2) afectan a la posición de las diferentes tecnologías en el orden de mérito (y en particular, pueden cambiar la posición relativa del carbón y ciclo combinado). En la Figura 1 se muestra un orden de mérito hipotético en el mercado de generación.

Figura 1: Orden de mérito hipotético en el mercado de generación eléctrica

Fuente: Elaboración propia

En el paradigma del mercado de generación competitivo (es decir, uno con bajos niveles de concentración y ausencia de barreras a la entrada), las empresas tienen incentivos a ofrecer su energía a coste marginal durante la mayoría de las horas del año. Por tanto, los precios horarios se igualan al coste marginal de la planta más cara en el orden de mérito que resulta necesario para cubrir la demanda horaria (dicha unidad se denomina unidad “marginal”). Las plantas con costes marginales inferiores a los de la unidad marginal también serán despachadas, y reci-birán unas “rentas inframarginales” que contribuirán a la recuperación de sus costes fijos (por



ejemplo, costes de capital y costes fijos de operación y mantenimiento)2. Durante las puntas de demanda, los precios han de subir por encima del coste variable de la unidad marginal para que ésta recupere sus costes fijos; de hecho, (en el modelo teórico) los precios pueden alcanzar el valor de la energía no suministrada (value of lost load o VOLL).

Dado el parque de generación existente, la distribución de la demanda a lo largo del año también afecta a la distribución de los precios spot en el mercado eléctrico. La distribución de la deman-da puede ser representada a través de una curva monótona; es decir, un gráfico que representa todos los niveles observados de demanda durante un año (es decir, 8.760 horas) ordenados por niveles de demanda horarios de mayor (0% de duración u hora 1) a menor (100% de duración u hora 8.760).

Figura 2: Monótona de demanda en el mercado español de generación eléctrica, 2007

Fuente: REE.Nota: La generación en “régimen especial” incluye la producción renovable (por ejemplo, energía eólica y solar) y la cogeneración. La energía hidráulica incluye la generación fluyente en base. La generación excede a la demanda debido a las exportaciones hacia otros paí-ses. Los datos de generación por tecnología son el nivel de producción promedio en cada decil de carga.

2. Con libre entrada y salida en cada tecnología, las rentas inframarginales serán exactamente iguales a los costes fijos asociados con cada tecnología; por tanto, no habrá exceso de beneficios. Sin embargo, éste no es necesariamente el caso cuando existen barreras a la entrada y salida.




En la Figura 2 se muestra la monótona de demanda y su cobertura por tecnologías en España durante 2007. Para una correcta lectura del gráfico, considérese el siguiente ejemplo. El punto en la curva correspondiente a la hora 2.000 (es decir, una duración del 2.000/8.760 = 23%) muestra un valor de demanda de aproximadamente 34.500 MW. Este valor corresponde al dosmilésimo mayor nivel de demanda de 2007 y también indica que para el 23% del tiempo en ese año, los niveles de demanda horaria superaron los 34.500 MW.

La monótona de demanda mostrada en la Figura 2 indica también el nivel medio de produc-ción horaria por tecnología para cada decil de carga. Las diferentes tecnologías de generación son ordenadas en un orden de mérito aproximado (es decir, desde la tecnología de menor coste marginal –la nuclear– a la de mayor –las centrales de fuel/gas). La Figura muestra que el perfil horario de la producción nuclear y en régimen especial fue relativamente plano (a pesar de que la generación en régimen especial es volátil y presenta oscilaciones en torno a la media) y que la mayor parte de la variación sistemática en los niveles de demanda a lo largo del año se absorbió con los ciclos combinados y la hidráulica modulable.

La congestión en la red de transporte puede alterar el orden de mérito teóricamente óptimo. En presencia de congestión en la red, el operador del sistema (que tiene la responsabilidad de asegu-rar el equilibrio constante entre oferta y demanda) tendrá que despachar plantas de mayor coste variable, localizadas en el área donde hay un exceso de consumo, en lugar de otras más eficientes pero que se encuentran al otro lado de la congestión.

2.5. Problemas de competencia en electricidad

Los mercados de la electricidad pueden dar lugar a varios problemas de competencia, dependien-do de su estructura y del diseño de mercado3. Los problemas que han atraído mayor atención, tanto por parte de reguladores como de académicos, son los problemas de poder de mercado horizontal en los mercados de generación, que tiene su origen en las características peculiares de estos mercados, así como en una excesiva concentración empresarial. También pueden existir problemas verticales de cierre de mercado, generados por la integración vertical entre las distin-tas fases del suministro eléctrico. Por último, también pueden surgir problemas horizontales en la comercialización de electricidad al consumidor final.

Competencia en generaciónEn la práctica, es difícil que los mercados eléctricos operen según el paradigma competitivo des-crito con anterioridad. La elevación de precios por encima de los precios competitivos puede ser explicada por una combinación de factores, que incluyen4:

3. Para un análisis de estos temas, con énfasis en el mercado español, véase Vives (2008). 4. Véase OCDE (2005) para un resumen de estos factores.



Concentración. La mayoría de los mercados de generación eléctrica presentan elevadas tasas de concentración empresarial. Los generadores con varias plantas de producción pueden aumentar sus beneficios retirando parte de su capacidad del mercado5 (cuando esto es técnicamente facti-ble) para incrementar los precios y con ello la retribución de su capacidad despachada (“infra-marginal”). Además, la concentración en manos de una empresa de plantas de generación con costes similares, le permite aumentar sus pujas por encima de sus costes marginales sin correr un riesgo significativo de que su producción sea sustituida por la de una empresa rival6.

Restricciones de capacidad. Las restricciones de capacidad implican que los rivales más pequeños pueden no ser capaces de aumentar su producción ante un incremento en las pujas de las empresas de mayor tamaño, reforzando así la capacidad y los incentivos de los segundos para aumentar pre-cios. De forma similar, “saltos” en la función de oferta de la industria, correspondientes a los costes de las distintas familias tecnológicas, pueden generar incentivos a la elevación de pujas o a la retira-da de capacidad para que los precios alcancen el siguiente tramo en la curva de costes agregada.

Restricciones en la red de transporte. Las congestiones en la red de transporte (incluyendo las interconexiones) también pueden limitar la competencia en el mercado, al permitir que las plan-tas que se encuentran en las regiones congestionadas aumenten sus pujas sin riesgo a que su producción sea desplazada por plantas situadas al otro lado de la congestión.

Baja elasticidad de la demanda. El hecho de que la elasticidad-precio de la demanda sea reducida refuerza el poder de mercado de los generadores (como predeciría cualquier modelo de compe-tencia oligopolista). La imposibilidad de almacenar la electricidad acentúa este problema, puesto que no permite a los consumidores almacenar electricidad en períodos de baja demanda para protegerse de los mayores precios en períodos de demanda punta.

Barreras a la entrada. En los mercados de generación eléctrica existen barreras a la entrada de distinta naturaleza, tales como la necesidad de “hundir” elevadas sumas de dinero en la cons-trucción de centrales de larga vida útil, la integración vertical (por ejemplo, entre la propiedad de la red de distribución y el suministro minorista), las economías de escala en la compra de los combustibles, o las barreras regulatorias/medioambientales para la inversión en algunas tecnolo-gías (por ejemplo, nuclear e hidráulica). Estas barreras implican que la amenaza de entrada en el mercado no constituye necesariamente una fuente de disciplina para las empresas incumbentes, al menos en el corto y medio plazo.

Interacción repetida. La competencia en los mercados eléctricos se repite de forma frecuente (en algunos casos, con frecuencia horaria) durante un período indefinido de tiempo. Esto puede facilitar la sostenibilidad de acuerdos tácitamente colusivos en la fijación de precios.

5. Esta estrategia puede ser implementada pujando alto por algunas plantas que las excluye del orden de mérito económico en el mercado, induciendo al operador del mercado a llamar a plantas más caras para producir (por ejemplo, plantas con mayores costes de combustible).6. La Energy Sector Inquiry de enero de 2007, realizada por la Comisión Europea, hace referencia a estas dos estrategias como retiro de capacidad y “precio excesivo”. En la práctica, una empresa con varias plantas de generación puede encontrar óptimo aplicar ambos tipos de estrategias al mismo tiempo, eligiendo su producción óptima a lo largo de la curva de demanda residual que enfrenta.




Estas características de los mercados de generación eléctrica los hacen particularmente suscep-tibles al ejercicio de poder de mercado, como se ha demostrado en diversos trabajos de investi-gación (véase Borenstein y Bushnell, 2000, y Wolak, 2004). Varios trabajos empíricos han iden-tificado la presencia de poder de mercado en algunos mercados liberalizados de electricidad7. Las autoridades de defensa de la competencia y las investigaciones de carácter académico están utilizando diferentes métodos para caracterizar y simular los equilibrios oligopolistas en los mercados eléctricos. Algunos de éstos se resumen en el Cuadro 1.

Los mercados de generación eléctrica podrían ser reformados para fomentar la competencia entre las empresas y así mejorar su funcionamiento. Sin embargo, ésta es un área compleja, en la que no se ha alcanzado un consenso unánime sobre el diseño de mercado más eficaz para mi-tigar el poder de mercado8. Las líneas por las que discurre el debate regulatorio incluyen, entre otras, las siguientes: los méritos y deméritos de crear mercados spot líquidos frente al fomento de la contratación bilateral física; la elección de las reglas de fijación de precios en las subastas eléctricas (por ejemplo, precios uniformes frente a precios discriminatorios; pujas horarias frente a pujas diarias, etc.); el papel que deben jugar los contratos a plazo para mitigar el poder de mercado en los mercados spot (incluyendo los mecanismos regulatorios para la recuperación de costes varados, tales como los costes de transición a la competencia, y la obligación sobre las empresas de mayor tamaño de vender de forma “virtual” parte de su capacidad); la necesidad (y el diseño) de pagos por capacidad para complementar los ingresos por las ventas de energía; y los méritos relativos de permitir la integración vertical entre generadores y comercializadores. En la Sección 6 del informe se discuten algunos aspectos relacionados con el diseño del mercado de generación que han sido objeto de recientes cambios regulatorios en España –la contratación a plazo y el sistema de pagos por capacidad.

Aspectos de competencia vertical en electricidadAl igual que en el mercado del gas, en los mercados eléctricos también pueden surgir problemas de cierre de mercado. Éstos pueden presentarse, por ejemplo, cuando la misma empresa que controla la infraestructura esencial (por ejemplo la red de transporte) está también activa en los segmentos liberalizados de la cadena de suministro. Sin embargo, este aspecto ha tenido menor importancia que en el mercado del gas, debido, parcialmente, a que casi la mayoría de los países de la UE15 (8 de 15) ha separado totalmente la red de transporte de electricidad. Sin embargo, algunos Estados miembros (sobre todo Francia y Alemania) no han separado sus redes de trans-porte de electricidad. En la Sección 3 de este informe se analiza el estado del debate en Europa sobre la necesidad de profundizar en la separación de las redes.

7. Véase, por ejemplo, Borenstein y otros (2002) para un análisis empírico de poder de mercado en California. Wolfram (1999) y Sweeting (2007) muestran estimaciones empíricas de poder de mercado en el mercado británico de generación. Sin embargo, Mansur (2008) en-cuentra evidencia de poder de mercado relativamente limitado en Pennsylvania, Nueva Jersey y Maryland a finales de los años noventa.8. Para un análisis de algunas de estas cuestiones aplicadas al mercado de electricidad de Reino Unido, véase Newbery (2005). Fabra (2003), Federico y Rahman (2003) y Fabra y otros (2006) también analizan algunas de estas cuestiones desde un punto de vista teórico.



Los problemas verticales también pueden surgir como resultado de la integración vertical entre las redes de distribución y la comercialización. Esto puede generar barreras a la entrada en el mercado minorista, por ejemplo, otorgándole al comercializador integrado acceso privilegiado a información del perfil de carga del usuario final. Esto puede fortalecer las ventajas de incum-bencia que existen en los mercados minoristas de la electricidad debido al coste de cambiar entre proveedores alternativos y la lealtad al producto del comercializador incumbente. En muchos países de Europa, los niveles de concentración regional en el suministro a los consumidores do-mésticos siguen siendo altos, a pesar del hecho de que el mercado ha estado liberalizado desde hace tiempo. La integración vertical entre generación y comercialización también puede hacer que la entrada de generadores y comercializadores independientes sea más difícil bajo ciertas circunstancias.

Por otra parte, la integración vertical entre los segmentos competitivos de la cadena de suministro puede ser pro-competitiva, mitigando los incentivos a ejercer poder de mercado en el mercado de generación (dado que la empresa integrada es también un comprador en el mercado mayorista y no sólo un vendedor)9. La integración vertical entre el segmento de generación y de oferta minorista puede también aumentar la eficiencia de los precios minoristas, reducir los costes de transacción y llevar a una gestión más eficiente del riesgo de volatilidad en precios mayoristas.

2.6. Convergencia gas-electricidad

Existe una convergencia creciente entre los mercados liberalizados del gas y la electricidad. Ésta se produce por dos elementos clave. El primero es la importancia creciente del gas como insumo para generar electricidad a través de las CCGT. La tecnología de ciclos combinados tiene costes relativamente bajos de capital y altas tasas de eficiencia. Como resultado, la mayoría de las nue-vas construcciones en los mercados liberalizados de electricidad en Europa han sido en forma de capacidad de ciclos combinados (además de generación renovable). A los precios relativos actuales del combustible, los ciclos combinados son normalmente la fuente de energía marginal en los mercados de generación, lo cual implica que los cambios en los precios del gas tengan un efecto directo sobre los precios de la electricidad.

El rol creciente de la generación de electricidad con gas tiene importantes implicaciones para la competencia. Por una parte, puede permitir a los generadores incumbentes de electricidad crear una masa crítica suficiente en términos de aprovisionamiento de gas para ser capaces de entrar en otros segmentos del mercado minorista de gas (por ejemplo, el mercado para consumidores industriales) y competir con el incumbente de gas. De forma similar, los incumbentes de gas pue-den entrar con éxito en el mercado de generación a través de la generación de ciclo combinado

9. Para una evaluación empírica de este efecto, véase Bushnell y otros (2008).




(y usar esta posición para entrar también al mercado minorista). Este proceso de entrada ha sido evidente en el mercado español, como se analiza en este informe (véase Sección 5).

Por otra parte, la mayor dependencia del gas para generar electricidad está creando un vínculo vertical entre los dos mercados que puede, hipotéticamente, permitir al proveedor de gas con poder de mercado incrementar los costes de los rivales que también producen electricidad con gas. El potencial para el cierre anticompetitivo del mercado, que surge de la integración gas-electricidad (que puede o no compensar los efectos de eficiencia de la integración vertical), ha sido señalado por las autoridades de defensa de la competencia en un número de propuestas recientes de fusión gas-electricidad en Europa, incluyendo casos en Portugal (EDP/ENI/GDP), Hungría (E.On/MOL), Bélgica (GDF/Suez), Dinamarca (Dong/Elsam/E2) y España (Gas Natu-ral/Endesa). Véanse Secciones 3 y 4 para un análisis de estos casos. Sin embargo, las condiciones bajo las cuales el cierre anticompetitivo del mercado puede materializarse son estrictas y pueden ser difíciles de obtener en la práctica10.

El segundo elemento que está llevando a la convergencia entre gas y electricidad es el hecho de que ambos productos pueden ofrecerse conjuntamente a los consumidores finales a través de ofertas duales (dual fuel). En algunos países (especialmente Reino Unido), las ofertas duales de gas y electricidad están permitiendo al incumbente de gas competir más eficazmente con el in-cumbente de electricidad en el mercado residencial, y viceversa. Como analizamos en la Sección 5 de este informe, esta tendencia también es evidente en España (pero a mucha menor escala hasta ahora). Una mayor competencia entre los incumbentes del gas y la electricidad a nivel resi-dencial puede ser positiva, puesto que puede permitir el desarrollo de un grado de competencia aun en presencia de fuertes ventajas del incumbente en cada producto. Por otra parte, esto tam-bién podría crear barreras a la entrada para los minoristas independientes, forzándolos a entrar, simultáneamente, en el mercado residencial del gas y la electricidad.

10. Véanse las directrices para la evaluación de las concentraciones no horizontales de la Comisión Europea (2008/C 265/07) para la discusión de algunas de estas cuestiones.



Cuadro 1. Medición y modelización del poder de mercado en los mercados de generación

Se han creado diferentes indicadores estructurales para medir y monitorear la presencia de poder de mercado en los mer-cados de generación. Éstos incluyen indicadores tradicionales como cuota de mercado y el Índice Herfindhal-Hirschman (IHH), que mide la suma de los cuadrados de la cuota de mercado de cada operador. Estas medidas pueden dar una pri-mera aproximación del potencial de poder de mercado en generación, pero dependen de forma crucial de que el mercado haya sido definido correctamente (de modo que las cuotas de mercado tengan sentido). Esto conlleva a cuestiones de definiciones de mercado desde la perspectiva del producto y área geográfica (por ejemplo, ¿debería definirse el mercado de modo que incluyera sólo la generación potencialmente fijadora de precios, o todos los tipos de plantas?; ¿deberían tratarse las distintas horas del año como mercados diferentes?, ¿qué países/regiones deberían incluirse en el mercado?).

En los mercados de electricidad también se utilizan a menudo medidas alternativas de poder de mercado, como el con-cepto de pivotalidad*. Un generador se define como pivotal cuando su capacidad es requerida para cubrir un nivel dado de demanda (precio inelástica), neta de la capacidad total de todos los otros generadores en el mercado. Si la demanda es totalmente precio inelástica, un generador que es pivotal será capaz de cobrar un precio muy alto por la energía residual que le es requerida para producir y satisfacer la demanda y, por tanto, puede tener un grado significativo de poder de mercado. Los indicadores de pivotalidad pueden ser usados para capturar estos tipos de situaciones y explícitamente reflejar el rol jugado por la baja elasticidad precio de la demanda y las restricciones de capacidad en la determinación de poder de mercado.

El Pivotal Supply Index (PSI) mide el porcentaje de todas las horas en el año en las que un generador es pivotal. Una medida similar (pero algo más sofisticada) es el Residual Supply Index (RSI), que mide, para un generador dado y todas las horas del año, la capacidad total disponible para las empresas rivales, expresada como un porcentaje de la demanda total. Si el RSI es menor a 100%, el generador es pivotal. Si el RSI es mayor que 100% pero relativamente bajo (por ejemplo, menor de 110%†), el generador puede todavía ser capaz de ejercer cierto poder de mercado y fijar precios que están por encima de los niveles competitivos.

Los indicadores de poder de mercado basados en la noción de pivotalidad pueden ser utilizados para complementar las medidas más tradicionales. Sin embargo, éstos también tienen limitaciones. Por ejemplo, para ejercer la pivotalidad (es decir, fijar el precio en el segmento más inelástico de su curva de demanda residual), un generador puede tener que retirar una cuota muy significativa de su capacidad de producción. Esto puede no ser beneficioso o técnicamente factible. Por otra parte, incluso un generador que no es pivotal puede ser capaz de ejercer poder de mercado (es decir, ofrecer algo de su electricidad por encima de los costes) para beneficiarse del incremento resultante de los precios. Por tanto, la pivotali-dad no es una condición necesaria ni suficiente para el ejercicio de poder de mercado en los mercados de generación.

Idealmente, deberían utilizarse modelos de simulación basados en teorías económicas de interacción oligopólica para entender y medir el poder de mercado en los mercados de generación. Varios modelos han sido utilizados para simular la competencia en los mercados de generación. Éstos incluyen modelos que suponen que los participantes compiten en cantidades (Cournot), en funciones de oferta (Supply Function Equilibria) y en pujas discretas de precio-cantidad (Bid Function Equilibria)‡. Estos modelos inevitablemente necesitan hacer supuestos relativamente estilizados para describir la operación de los mercados de generación y los resultados son algunas veces sensibles a estos supuestos. Sin embargo, todos predicen (algo que no sorprende) que en los mercados de generación concentrados los precios pueden subir consi-derablemente por encima de las condiciones competitivas (aun en ausencia de cualquier coordinación tácita) durante los períodos de demanda punta. Una modelización adecuada con modelos de simulación calibrada también puede ser útil para comprender los posibles efectos de cambios en la estructura del mercado (por ejemplo, como resultado de fusiones) y el impacto potencial de las medidas correctivas (en forma de desinversión de activos y/o obligaciones a plazo).

* Éstas han sido utilizadas recientemente por la Comisión Europea y por reguladores en España, Italia, Países Bajos y en varios mercados de Estados Unidos. Véase Twomey y otros (2004) para un análisis de estos indicadores.

† La regla que considera un umbral del RSI de 110% ha sido propuesta por Sheffrin (2002) usando datos para el mercado eléctrico de California.

‡ Vives (1999) analiza algunos de estos modelos. Ocaña y Romero (1998) y Borenstein y Bushnell (1999) aplican el modelo de Cournot a los mercados eléctricos de España y California, respectivamente. Más recientemente, Moselle y otros (2006) simulan el mercado holandés usando el modelo de Cournot. Para ejemplos de modelos Supply Function Equilibrium (SFE), véase la aplicación al mercado británico de Green y Newbery (1992) y los subsecuentes trabajos de Kühn y Machado (2004) aplicados a España, y Hortaçsu y Puller (2008) para Texas. El modelo con pujas discretas de precio-cantidad fue utilizado por primera vez por von der Fehr y Harbord (1993) y ha sido aplicado al mercado español por García-Díaz y Marín (2003) y de Frutos y Fabra (2008).


El contexto energético en Europa


3. El contexto energético en Europa

La evolución del sector energético español necesita ser enmarcada dentro de un contexto más amplio, el del sector energético internacional y europeo. Esta sección del informe analiza las principales tendencias en el sector energético europeo, centrándose principalmente en su cre-ciente dependencia de las fuentes de energía importadas (y sus implicaciones) y las iniciativas recientes de la Comisión Europea para incrementar la competencia en el sector, a través de una combinación de intervenciones regulatorias y de políticas de competencia.

3.1. La dependencia de energía en Europa y la seguridad de suministro

Dependencia de energía importadaLa disponibilidad de fuentes energéticas eficientes en coste y seguras es uno de los retos prin-cipales que enfrenta el mercado europeo de la energía. El coste de los combustibles representa una proporción importante de los precios finales de la energía que pagan los consumidores. Un aumento de estos costes puede muy fácilmente compensar cualquier reducción de precios que pueda lograrse a través de una mejor regulación y competencia a nivel doméstico.

Las variaciones en los costes de la energía son difíciles de controlar por los gobiernos europeos, puesto que dependen, en gran medida, de factores exógenos. Por otra parte, la regulación puede afectar a algunas de las decisiones clave sobre el mix energético (por ejemplo, si promover o no de forma activa la energía nuclear), a las fuentes de importación (esto es, hasta qué punto las importaciones deberían estar geográficamente diversificadas) y al ahorro energético. Además, comprender las posibles tendencias futuras en seguridad y disponibilidad energética puede afec-tar también a otras elecciones de política sectorial, por ejemplo, con respecto a los objetivos de desarrollo de las energías renovables y el diseño de los mercados energéticos nacionales.

El sector energético europeo se ha caracterizado recientemente por una dependencia creciente de fuentes de energía importada. Los datos publicados por la Comisión Europea indican para la UE27 un aumento de la dependencia de energía importada del 44% en 1990 al 54% en 2006



(véase Figura 3). Los valores correspondientes para España son significativamente mayores y también siguen una tendencia creciente (la dependencia aumentó de más del 60% en 1990 a más del 80% en 2006). El grado actual de dependencia de las importaciones se debe, en gran medi-da, a las importaciones de petróleo y gas, que representan respectivamente el 84% y el 61% del consumo de cada combustible en la UE27. España depende por completo de las importaciones para el consumo de petróleo y gas (y también importa una cantidad significativa de carbón). Esto explica su mayor dependencia en comparación con la media europea.

Figura 3: Evolución de la dependencia de energía importada

Fuente: Comisión Europea, Eurostat, 2008.

Dependencia del gasLos mercados energéticos que se analizan en este informe (los sectores del gas y la electricidad) no dependen directamente del petróleo importado de manera significativa. Por ejemplo, la pro-porción de energía generada con petróleo se situó por debajo del 1% de la producción total en 2007 en España, de acuerdo con los datos del operador del sistema REE (véase Sección 5). Para los mercados energéticos liberalizados es por tanto más importante la dependencia del gas importado que la dependencia del petróleo. Por otra parte, dado el vínculo que todavía existe entre los precios de las importaciones de gas y petróleo, las tendencias en el mercado global del petróleo tienen consecuencias importantes en el precio del gas importado.

La mayor dependencia del gas ha estado motivada por un rápido aumento en el consumo de gas en los últimos años. Esto se debe, a su vez, principalmente al crecimiento significativo en




la proporción de generación eléctrica que utiliza gas. A nivel europeo, la cuota de electricidad producida usando gas se ha duplicado del 11% al 21% entre 1995 y 2006 (véase Figura 4). En España, este aumento es incluso más pronunciado. La generación total que utiliza gas (incluyen-do plantas de cogeneración) representó el 30% de la generación total en 2006, comparado con un 3% en 1995.

La mayor dependencia del gas en el sector eléctrico mayorista se ha debido a la entrada masiva de las centrales de tipo CCGT en la mayoría de los mercados energéticos liberalizados. Según la OCDE, más de las dos terceras partes del aumento total en capacidad de generación entre 1990 y 2004 corresponden al gas, de las que, a su vez, el 64% corresponde a los ciclos combinados. Se espera que esta tendencia continúe, puesto que más del 60% de las plantas en construcción en Europa desde 2006 utilizarán el gas como combustible principal11. Esta dependencia creciente del gas como combustible para la generación de electricidad, junto con el hecho de que la tecnología de ciclo combinado es la que con mayor frecuencia fija el precio en los mercados de generación liberaliza-dos, implica que el vínculo entre los mercados del gas y la electricidad es crucial para comprender la dinámica de ambos mercados.

Figura 4: Mix de generación en UE27 y España, 1995-2006

Fuente: Comisión Europea, Eurostat, 2008.Nota: La definición de energía renovable de Eurostat incluye energía hidráulica, pero excluye bombeo.

11. Véase OECD, “Natural Gas Market Review 2007”.



La demanda total de gas aumentó aproximadamente un tercio en la UE27 entre 1995 y 2006. Este aumento de la demanda (equivalente a aproximadamente 117 miles de millones de metros cúbicos - bcm, en sus siglas en inglés) se ha cubierto por completo a través de importaciones, con una pequeña disminución de la producción doméstica durante este período. En España, el aumen-to del consumo de gas fue mucho mayor, aumentando cuatro veces la demanda de gas (de menos de 9 bcm en 1995 a 34 bcm en 2006) y 18 veces la generación total de electricidad con gas12.

El aumento de la demanda de gas en Europa (y particularmente en España), junto con el estan-camiento de la producción de gas en Europa (principalmente en Reino Unido y en los Países Bajos), ha puesto el foco de atención sobre el rol que juegan las fuentes de importación de gas en el sector energético europeo. Como se muestra en la Figura 5, la UE27 actualmente depende de Rusia para la mayoría de sus importaciones de gas (42%), seguida de Noruega (24%) y de Arge-lia (18%). Esta distribución se ha mantenido relativamente constante durante los últimos cinco años, siendo la tendencia más destacada el aumento reciente de las importaciones provenientes de otras fuentes (principalmente GNL).

Figura 5: Dependencia del gas importado, UE27


12. Comisión Europea en base a datos de Eurostat 2008.




La Figura 6 muestra la dependencia relativa del gas importado de los países de la UE15 y de España. Se observa un marcado contraste en la posición actual de España en relación al resto de Europa, tanto por una completa dependencia del gas importado (100% para España frente al 60% para la UE15) como por la diferencia en el mix de importación. España depende princi-palmente del GNL para su consumo de gas (cerca del 70% de sus requerimientos en 2007) y su fuente principal de gas importado es Argelia (que representa más de un tercio del consumo).

Por el contrario, los países de la UE15 importan GNL sólo para el 12% de la demanda total de gas. España es el mercado más grande de GNL en Europa (definida como UE15), representando aproximadamente un 50% de las importaciones totales de GNL en 2007.

Tendencias futuras en la dependencia del gas importadoSe espera que la dependencia del gas importado aumente de aquí en adelante. La OCDE pronos-tica un aumento en el consumo de gas para los países europeos de la OCDE de más de 100 bcm (+20%) entre 2004 y 2015, que será completamente cubierto por importaciones de gas (véase Figura 7). Existe cierta incertidumbre sobre cómo se distribuirá el mayor nivel de gas importado entre las diferentes fuentes potenciales, con el GNL representando potencialmente entre un 40% y un 100% de este aumento. Sin embargo, dado el desarrollo en curso de las nuevas infraestructuras de gasoductos (que se examinará más adelante), parece probable que tanto los niveles de importacio-nes de gas vía gasoducto como los de las importaciones de GNL aumentarán en el tiempo.

Figura 6: Dependencia del gas importado, UE15 frente a España, 2007

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2008.



Figura 7: Pronósticos de demanda de gas para los países europeos de la OCDE, 2015

Fuente: OCDE, “Natural Gas Market Review”, 2007.

Los niveles actuales de reservas de gas en los principales países proveedores del gas consumi-do en Europa (Rusia, Noruega, Argelia, Países Bajos y Reino Unido) muestran el papel clave que probablemente jugará Rusia en el futuro como fuente de importaciones crecientes de gas a través de gasoductos. Frente a las reservas de gas de Rusia, las reservas agregadas de los otros países, importantes proveedores de gas de la UE, parecen pequeñas. Las reservas rusas actual-mente ascienden a 45 trillones de metros cúbicos (tcm, en sus siglas en inglés), mientras que las reservas de gas de Argelia, Noruega, Países Bajos y Reino Unido en conjunto no alcanzan los 10 tcm (véase Figura 8). Sin embargo, las reservas en algunos países exportadores de GNL pueden equipararse a las de Rusia, poniendo de manifiesto el papel potencialmente crucial que podrían jugar las importaciones de GNL como una alternativa competitiva al gas proveniente de Rusia. De acuerdo con los datos publicados en el BP Statistical Review, los países que en la actualidad sólo exportan GNL a Europa13 tenían reservas de 35 tcm en 2007, equivalente al 75% de las reservas de Rusia. La mayor parte de estas reservas provienen de Qatar (26 tcm). El otro posible exportador a Europa con grandes reservas de gas es Irán, con 28 tcm.

13. Éstos incluyen a Trinidad y Tobago, Omán, Qatar, Egipto, Libia y Nigeria.




Figura 8: Reservas de gas de los principales aprovisionadores actuales de la UE (trillones de metros cúbicos)

Fuente: “BP Statistical Review of World Energy”, 2008.

Desarrollo de las infraestructurasSe prevé la construcción de nuevos gasoductos para cubrir en el futuro inmediato la mayor de-pendencia de gas importado en Europa. El Plan Prioritario Europeo de Interconexión observa que deberían estar operativos entre 80 y 90 bcm adicionales de capacidad de importación a través de gasoducto entre 2010 y 2012 -esto equivale al 20% de la demanda total de gas de la UE para 201014. Incluso si alguno de los mayores gasoductos no entrase en funcionamiento (por ejemplo, North Stream o Nabucco), la capacidad adicional todavía excedería los 50 bcm, que es el objetivo actual del incremento de capacidad fijado por Europa.

La Tabla 1 resume los proyectos de gasoductos que la Comisión Europea considera más proba-bles. También incluye el proyecto South Stream, que no se incluyó en la evaluación europea de enero de 2007. Como indica la Tabla 1, hasta dos tercios de la nueva capacidad adicional puede ser provista por Rusia, debido al desarrollo potencial de dos grandes gasoductos (North Stream y South Stream). Otros gasoductos (principalmente Nabucco) suministrarán gas proveniente de otras fuentes localizadas en Asia Central y en el Caspio, a pesar de que la composición exacta de este gas adicional y su potencial fiabilidad son todavía inciertas.

14. Comisión Europea, “Staff Working Document, Priority Infrastructure Plan”, enero de 2007.



Tabla 1: Proyectos de infraestructura de gasoductos

GasoductoPeríodo de

construcciónCapacidad hacia la

UE (bcm)Destino principal en

la UEAprovisionador(es)

principal(es)

Gasoducto Europa Norte (Nord Stream)

2010-2015 27,5-55Alemania, Benelux,

SueciaRusia

Medgaz 2009 8 España, Francia Argelia

Transmed II 2008-2012 6 Italia Argelia

Nabucco 2011 14-16Austria, Europa

Central y del SuresteTurkmenistán,

Azerbaiyán, Irán

Interconexión Turquía-Grecia

2008- 2011 11-12 Grecia, Italia Azerbaiyán

South Stream 2013 30Italia, Europa

CentralRusia

Fuente: Plan Prioritario Europeo de Interconexión de la Comisión Europea, enero de 2007, para todos los proyectos, excepto South Stream. Artículos de prensa para South Stream.

La Comisión Europea también pronostica un aumento considerable en la capacidad de importa-ción de GNL, desde aproximadamente 80 bcm a comienzos de 2007 a 135-140 bcm para 2010-2012, en línea también con el objetivo establecido en el Plan Prioritario Europeo de Interco-nexión. Las terminales de GNL en España podrían representar hasta un cuarto del aumento total de la capacidad importadora (en base a los datos de la OCDE, que prevén 15 bcm adicionales de capacidad de GNL en España desde 2006, incluyendo la capacidad de la terminal Mugardos que entró en funcionamiento en 2007).

La Energy Sector Inquiry de la Comisión Europea de enero de 2007 (de aquí en adelante Sector Inquiry) también indica que hasta 2006 había una capacidad de GNL de 75 bcm (de los cuales más del 50% eran de España) y que otros 72 bcm estaban en construcción (de los cuales 13 bcm eran de España).

En conjunto, el posible aumento de la capacidad de gasoductos y GNL en los próximos cinco años ascenderá a 150 bcm, que excede el aumento de la demanda previsto por la OCDE para el año 2015. Sin embargo, no todo el aumento de capacidad previsto se llevará a cabo. La com-petencia y la seguridad en el mercado europeo del gas aumentarían si se realizara un mix equi-librado de los proyectos de importación de gas, con una combinación de importaciones tanto de GNL como de gas a través de gasoductos de nuevas fuentes (por ejemplo, distintas de Rusia y Argelia).




Perspectivas sobre la competencia “gas-to-gas”Los precios europeos de las importaciones de gas han crecido bruscamente en los últimos años, como muestra la Figura 9. En promedio, los precios se han triplicado en términos de dólar desde el año 2000 (de 3,2 $/MMbtu a 8,9 $/MMbtu). Esta tendencia ha seguido de cerca el patrón de los precios del crudo, tal como muestra la Figura. Durante la primera mitad de 2008, los precios del crudo continuaron creciendo (aproximadamente un 50% en relación al 2007), aunque caye-ron bruscamente desde entonces. Los precios internacionales del carbón (junto con el gas, el otro combustible fósil principal utilizado para la generación de electricidad) también aumentaron bruscamente en 2007 y 2008, duplicando aproximadamente los niveles de 2004 y 2005.

Figura 9: Evolución de los precios del gas y del petróleo

Fuente: “BP Statistical Review of World Energy”, 2008.

La correlación entre los precios de las importaciones del gas y del petróleo es el resultado de la presencia generalizada de cláusulas de indexación al precio del petróleo en los contratos de importación de gas. Tal como encontró la Sector Inquiry, el petróleo y sus derivados dominan la indexación de precios en los contratos europeos de gas, representando cerca del 80% de los cambios en los precios del gas. La Sector Inquiry también encuentra que la indexación al petró-leo es incluso más fuerte en el caso del gas proveniente de Argelia (más de un 90%) y de Rusia (más de un 80%). En el medio y largo plazo, existe una relación entre gas y petróleo, lo cual puede justificar la inclusión de formas de indexación con referencia a los precios del petróleo en los contratos de gas a largo plazo.



Se requeriría aumentar la competencia gas-to-gas para llevar los precios de gas a un nivel más competitivo para los consumidores europeos. Mayores importaciones de GNL podrían facilitar la creación de un mercado de gas más dinámico en Europa (y la integración en un mercado de gas global) con un cambio en los precios de referencia del petróleo al gas. Sin embargo, proba-blemente este proceso sea relativamente lento. La Sector Inquiry señala que para el año 2020, el comercio spot de GNL puede alcanzar el 30% del mercado global de GNL, mientras que el resto del mercado continuaría basado en contratos a largo plazo (y presumiblemente indexados con referencia a los precios del petróleo).

Posibles movimientos hacia la creación de una “OPEP del gas” (es decir, un cartel formado por los principales países productores de gas) reduciría también el alcance de precios más competi-tivos de gas en el futuro. Con precios del petróleo elevados, es probable que estos movimientos se silencien, puesto que la coordinación en el precio del gas puede alcanzarse de manera eficaz gracias a la indexación con referencia a los precios del petróleo. Sin embargo, si los precios del petróleo continuasen cayendo en el futuro (como ha estado ocurriendo durante la segunda mitad de 2008), no podría descartarse que se reanudasen intentos para coordinar los precios interna-cionales del gas.

Problemas medioambientalesEl deseo y la necesidad de reducir la dependencia del gas generan un conflicto importante con los objetivos medioambientales. Esto se debe a que el fuerte aumento del consumo de gas en los últimos años ha estado motivado en parte por el hecho de que el gas es una tecnología más lim-pia para la generación de energía que otras tecnologías que utilizan combustibles fósiles (carbón y petróleo). En particular, la entrada en vigor del Emission Trading Scheme (ETS) europeo en 2005 ha elevado el coste relativo (o coste de oportunidad) de la generación con carbón, aceleran-do el cambio hacia tecnologías que producen con gas. Esta tendencia probablemente continúe en la etapa actual más severa del ETS (2008-2012) y en la tercera etapa tras 2012 (dependiendo de la evolución de los precios relativos del gas y del carbón). Para reducir o contener la dependencia futura de energía importada, los objetivos medioambientales tendrán que alcanzarse en el futu-ro mediante la utilización de tecnologías alternativas como la renovable (por ejemplo, energía eólica y solar) y la nuclear.

La proporción de fuentes renovables en la generación de electricidad ha crecido continuamente, aunque a tasas moderadas en los últimos 15 años, como muestra la Figura 10 para la UE27 y España. En la UE, la energía renovable (incluyendo energía hidráulica) representó un 14,5% del consumo total en 2006, muy por debajo del objetivo del 21% establecido por la Comisión Europea para el año 2010. En España, la proporción de electricidad renovable es volátil, debido al papel que juega la generación hidráulica. En el período 2001-2006, la media ha sido del 17%, frente al objetivo del 29% fijado para el año 2010. Tanto el objetivo de la UE como el de España serán muy difíciles de alcanzar en el año 2010, si tenemos en cuenta la tendencia histórica. Sin embargo, la generación eólica en España está contribuyendo de manera notable a alcanzar los




objetivos, representando casi el 50% del total de generación renovable. La Sección 5 ofrece un análisis más detallado sobre la evolución reciente de la generación en régimen especial (incluyen-do la eólica) en España.

La necesidad de reducir las emisiones de carbón y también de evitar una dependencia excesiva del gas importado significa que la energía nuclear puede adquirir un rol más importante en el mix energético futuro de algunos mercados europeos. Varios países actualmente dependen, en gran medida, de la generación nuclear (entre ellos Francia, Bélgica, Reino Unido, España, Ale-mania, Suecia y Finlandia)15. Actualmente se debate en algunos de estos países acerca de si se de-bería (y cómo) preservarse, y posiblemente aumentarse, el rol de la energía nuclear en el futuro. Dada la importancia actual de la generación nuclear en Europa, es difícil ver cómo algunos de los objetivos clave de la política energética europea (sobre todo la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y el deseo de reducir la dependencia energética) pueden lograrse sin la participación de la energía nuclear en el futuro.

Figura 10: Cuota de electricidad renovable en la generación total

Fuente: Comisión Europea, Eurostat, 2008.Nota: La definición de energía renovable de Eurostat incluye energía hidráulica, pero excluye bombeo.

15. En la UE27, la generación nuclear representó el 30% del consumo total de electricidad en 2006.



3.2. Política de regulación y de competencia en el sector energético europeo

Se ha producido una serie de acontecimientos recientes en la política europea de regulación y com-petencia del sector energético. Esta sección presenta y analiza las principales iniciativas recientes tomadas por la Comisión Europea en este sector. En primer lugar, describiremos los resultados más importantes de la Sector Inquiry, y más tarde trataremos las principales medidas que hasta el momento ha utilizado la Comisión para hacer frente a las deficiencias percibidas en el mercado: reformas regulatorias, intervenciones de defensa de la competencia y control de fusiones.

3.2.1. La Energy Sector InquiryLa política de competencia europea en el sector energético ha sido especialmente activa durante el año 2007. Una de las principales aportaciones fue la publicación en enero de 2007 de los resul-tados de la Sector Inquiry. Esta encuesta fue puesta en marcha por la Comisión en el año 2005 para estudiar algunas de las supuestas deficiencias de los mercados energéticos europeos, inclu-yendo los aumentos recientes de los precios mayoristas del gas y la electricidad (que no podían - en opinión de la Comisión - explicarse completamente por los mayores costes del combustible o por los requisitos medioambientales), la existencia de barreras a la entrada y posibilidades limitadas en el ejercicio de la elección del consumidor.

La Sector Inquiry analizó tanto el sector de la electricidad como el del gas, e identificó una serie de cuestiones que se resumen en la Tabla 2.

Tabla 2: Conclusiones principales de la Energy Sector Inquiry de la Comisión Europea de 2007

Problema Conclusiones

ConcentraciónAltos niveles de concentración en todas las partes de la cadena de aprovisionamiento.

Cuotas de mercado sustancialmente intactas desde la liberalización

Cierre de mercado

La infraestructura permanece en manos de los incumbentes, lo que conlleva problemas de discriminación

Integración del mercado

Capacidad de interconexión internacional insuficiente para crear mercados integrados. Los incumbentes “se quedan en casa”

Transparencia Falta de información fiable y rápida que permita una competencia eficaz

PreciosFalta de confianza acerca de que los precios mayoristas son el resultado de

una competencia significativa

Contratos minoristas

Los contratos a largo plazo entre incumbentes y clientes finales pueden cerrar la competencia

La mayoría de las conclusiones de la Sector Inquiry no son sorprendentes. Éstas reflejan principal-mente la estructura actual de los mercados energéticos en varios países europeos, tanto en términos de integración vertical de los activos de infraestructura y de actividades potencialmente competiti-vas, como en términos de concentración horizontal de los mercados mayoristas y minoristas. Estas




estructuras de mercado han sido parcialmente determinadas por las decisiones de política sectorial de los gobiernos nacionales cuando se liberalizó por primera vez la industria energética.

Problemas horizontales: concentración e interconexiónEl indicador más directo y fácil de calcular de posibles problemas horizontales es el grado de con-centración en los segmentos de mercado liberalizados (es decir, generación y suministro minorista). Datos recientes publicados por la Comisión Europea muestran que los niveles de concentración en la mayoría de los mercados europeos clave son elevados tanto en generación como en suministro (en particular, en el suministro a clientes residenciales). Estos niveles (resumidos por la cuota de mercado combinada de los tres mayores proveedores en cada país) se muestran para el año 2006 en las Figura 11 y 12. España sigue siendo uno de los mercados más concentrados, tanto en la generación16 como en la oferta minorista a nivel residencial. Sin embargo, en este último segmento, las cuotas de mercado a nivel nacional pueden no ser representativas de las condiciones competitivas dada la naturaleza regional o local de la competencia (por tanto, su uso puede de hecho sobreestimar el grado de compe-tencia en el mercado)17. En la Sección 5 de este informe analizamos con más detalle la evidencia sobre la competencia en los mercados energéticos españoles.

Figura 11: Cuota de mercado combinada de las tres mayores empresas – generación de electri-cidad, 2006

Fuente: Comisión Europea.

16. Los resultados del estudio de la London Economics para la Sector Inquiry confirman la posición relativa de España en términos de concentración en los mercados de generación, mostrando que el IHH medio en España para el período 2003-2005 fue mayor que en Reino Unido, Alemania y Países Bajos, pero menor que en Francia.17. Los datos sobre cambios de suministrador en el mercados residencial de gas publicados por la Comisión Europea muestran unos niveles muy bajos en Italia (acumulados hasta 2005) y Alemania (en 2006) (véanse los informes “Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market” de la Comisión Europea para 2005 y 2008). Esto indica que los niveles relativamente bajos de concentración en el mercado residencial de gas mostrado por estos dos países pueden no ser de hecho representativos de las condiciones competitivas a nivel regional o subregional.



Figura 12: Cuota de mercado combinada de las tres mayores empresas – mercado residencial, 2006


La Sector Inquiry también contiene información adicional sobre problemas horizontales en los mercados de generación, incluyendo las cuotas de la capacidad que fija el precio spot (que pue-den ser mejor indicador del poder de mercado que las cuotas de capacidad total), medidas de “pivotalidad” de los mayores generadores de electricidad (que mide el porcentaje de horas en las que éstos son indispensables para cubrir la demanda total, véase el Cuadro 1) y el grado de interconexión con países vecinos (lo cual puede reducir la concentración en cada país y también promover la competencia).

Los niveles de estos tres indicadores para el mercado español también señalan la existencia de un poder de mercado en el mercado mayorista de electricidad, debido a la “pivotalidad” de las principales empresas generadoras durante el período 2003-2005, el limitado grado de interco-nexión con otros países europeos (principalmente con Francia) y la cuota de energía marginal que todavía representan los generadores incumbentes. Por ejemplo, la Sector Inquiry recoge que durante el período enero-agosto de 2005, la empresa que fijó el precio más frecuentemente en España controló más del 50% de las ofertas de electricidad cercanas a los precios del mercado para un tercio de las horas en este período. Estas cuestiones se analizan con mayor profundidad en la Sección 5 de este informe.




Problemas verticales: separación de las redes de transporte de electricidad y de gasOtra preocupación clave señalada en la Sector Inquiry es el cierre de mercado a través de la discriminación ejercida por los incumbentes integrados verticalmente y por los contratos a largo plazo. En la Sector Inquiry se subrayan varias estrategias de cierre de mercado, incluyendo dis-criminación de calidad, falta de acceso efectivo a infraestructuras, discriminación en decisiones de operación e inversión, y reducciones de liquidez y transparencia en el mercado.

La Comisión Europea ha encontrado que la falta de una separación efectiva de la red de infra-estructura es uno de los factores más importantes detrás del cierre de mercado. La Comisión ha manifestado que en algunos mercados las redes nacionales de energía (transporte de electricidad y transporte y almacenamiento de gas) no están separadas adecuadamente de los segmentos competitivos de los mercados (generación y aprovisionamiento) a pesar de las disposiciones de las actuales directivas de gas y electricidad de 2003. Bajo estas directivas, los Estados miembros necesitan implementar una separación legal y de gestión de los operadores de red, lo que significa que la forma legal, la organización y la toma de decisiones relacionadas con la operación de la red necesitan ser distintas de las otras actividades del operador. Sin embargo, las directivas no exigen una separación total de la propiedad y permiten a las entidades que tienen presencia en la producción y/o suministro, la propiedad (y control) de los activos de la red.

En la actualidad, una minoría de los Estados miembros de la UE15 (5 de 15 países) ha impuesto la separación de la propiedad de sus redes de gas, mientras que una pequeña mayoría (8 de 15 países) ha implementado esta medida en el sector de la electricidad. Una de las medidas regulato-rias clave, propuesta por la Comisión Europea en septiembre de 2007, consistía en la separación de la propiedad en todos los Estados miembros como la opción regulatoria preferida. Revisare-mos esta iniciativa a continuación, en la Sección 3.2.2.

España ha llevado a cabo la separación de la propiedad de las redes de transmisión de electricidad y de gas, y en este sentido es un ejemplo dentro del contexto europeo. Aunque la Comisión Europea, en su revisión del progreso en la implementación de las directivas de gas y electricidad mostró su preocupación porque la separación de la propiedad en el sector del gas es incompleta, puesto que el operador de la red Enagás todavía compra y vende en el mercado regulado18.

3.2.2. Reforma regulatoriaEn septiembre de 2007, la Comisión Europea presentó el tercer paquete legislativo para el sector energético con propuestas específicas para las nuevas directivas de gas y electricidad. Este paquete contenía propuestas en cinco áreas principales. Posiblemente la propuesta más importante, y la que también ha atraído una mayor atención, es la de separación de las redes. En esta sección del informe nos detenemos sobre este aspecto específico de la propuesta19.

18. Comisión Europea, Staff Working Document, Prospects for the internal gas and electricity market, Implementation Report, enero de 2007.19. Las otras cuatro áreas son: supervisión regulatoria y cooperación, cooperación de red, transparencia y acceso a almacenamiento de gas y terminales de GNL.



Las propuestas de separación de la ComisiónEn sus propuestas legislativas la Comisión Europea ha expresado una clara preferencia por la separación total de la propiedad de la red. Bajo la legislación propuesta, los Estados miembros necesitarían asegurar que la misma persona o personas no pueden ejercer control sobre el su-ministro minorista o la generación y, al mismo tiempo, ejercer control sobre las actividades de transporte. Esto implicaría que en aquellos países donde estos activos están todavía controlados por incumbentes integrados verticalmente habría que llevar a cabo desinversiones de la red.

Las propuestas también ofrecen una opción alternativa en la forma de un “operador del sistema independiente” (Independent System Operator - ISO). Bajo esta exención, las empresas integra-das podrían retener la propiedad de la red, pero ésta necesitaría ser gestionada por un ISO que desempeñe las funciones del operador del sistema y esté separado de la entidad verticalmente in-tegrada. Se pondrían en funcionamiento regulaciones para asegurar la independencia del ISO.

Bajo estas propuestas, las exenciones actuales para la nueva infraestructura (por ejemplo, inter-conexiones de electricidad y terminales de GNL) seguirían siendo válidas. Éstas estipulan que la nueva infraestructura está exenta del acceso regulado de terceros y de separación de propiedad si se puede demostrar que la nueva inversión no se haría sin la exención, y que la exención no reduce la competencia.

Las propuestas de la Comisión Europea también incluyen una disposición para la propiedad de los activos de infraestructura por parte de empresas que no sean de la UE. Según el borrador de la legislación, las empresas de terceros países estarían sujetas a los mismos requerimientos de separación que las empresas de la UE y necesitarían mostrar su independencia de las actividades de suministro y/o producción. Además, sería necesario un acuerdo entre la UE y aquel país para que una empresa de un país que no pertenece a la UE adquiera el control de los activos de trans-porte en la UE. Esto supuestamente aseguraría que todas las empresas en el mercado energético europeo actuarían de acuerdo con el principio de “inversor de mercado” (es decir, evitaría ayuda estatal ilegal). Esta disposición ha sido vista como un intento de restringir el papel potencial que podrían adquirir los grupos energéticos extranjeros (por ejemplo, Gazprom) en los mercados energéticos europeos a través de la compra de activos clave de infraestructura.

JustificacióneconómicadelaspropuestasLas propuestas de la Comisión Europea sobre la separación de la propiedad se basan en los problemas de cierre de mercado articulados en la Sector Inquiry. La Comisión considera que sin una separación vertical efectiva, existe un riesgo de discriminación por parte de los incum-bentes con respecto al acceso a la red y a la inversión en activos. Además, en la evaluación de la Comisión, la separación legal y funcional prevista en las actuales directivas es insuficiente para asegurar la falta de discriminación, dada la presencia de un “incentivo inherente” para que las empresas verticalmente integradas discriminen en perjuicio de los competidores. Por esta razón, la Comisión ha propuesto la separación estructural de la propiedad como la solución principal




al problema de cierre de mercado20. Una separación funcional más amplia en la forma de un ISO es improbable que sea suficiente para resolver totalmente los problemas de cierre de mercado resaltados por la Comisión.

En la evaluación del impacto de la legislación propuesta, la Comisión presentó algunos análisis de los posibles efectos de la separación de la propiedad basados en las diferencias de los resultados competitivos entre países que todavía tienen incumbentes integrados verticalmente y países que han optado por la separación de la propiedad. De acuerdo con este análisis, la evidencia muestra que la separación de la propiedad tiene un efecto positivo sobre la inversión de red, inversión en terminales de GNL, concentración de mercado y precios21. Mientras que algunas de las correlaciones presentadas en el análisis realizado por la Comisión pueden no revelar un vínculo causal robusto con la separación de la propiedad, al menos la evidencia no parece contradecir la noción de que la sepa-ración vertical puede tener efectos positivos sobre la competencia en los mercados energéticos. El Cuadro 2 ofrece una evaluación económica de la justificación de la separación vertical en indus-trias de energía.

Las propuestas legislativas de la Comisión Europea en favor de una separación de la propiedad de los activos de las redes energéticas más decisiva no han sido apoyadas por todos los Estados miembros. Algunos países, liderados por Francia y Alemania (incluyendo seis Estados miembros más pequeños), se han opuesto a los planes de la Comisión sobre la separación de la propiedad y han propuesto un compromiso basado en una regulación más estricta de los incumbentes integrados verticalmente (una opción llamada Independent Transmission Operator - ITO). El Consejo de Ministros de la UE finalmente acordó un tercer paquete legislativo que incluye este compromiso en octubre de 2008, pero que necesita ser aprobado por el Parlamento Europeo. La posición de quienes se oponen a la postura inicial de la Comisión Europea se ha visto en cierto modo debilitada por las medidas ofrecidas por los incumbentes energéticos alemanes (E.On y RWE) en el contexto de las investigaciones relacionadas con el Artículo 82 de la Comisión Euro-pea (una exposición de estos casos se encuentra más adelante en esta sección). Como parte de los acuerdos resultantes de estos casos, E.On ha aceptado desinvertir parte de su red de transporte de electricidad y RWE ha aceptado desinvertir su red de gas.

20. Véase preámbulos (5)-(7) del borrador de las directivas presentadas por la Comisión en septiembre de 2007.21. Véase Comisión Europea, “Staff Working Document, Accompanying the legislative package on the internal market for electricity and gas, Impact Assesment”, 2007.



Cuadro 2: Evaluación económica de la separación vertical en la industria energética

La teoría económica sugiere que la integración vertical no reduce necesariamente la competencia en industrias con una estructura vertical. La justificación de la separación vertical necesita estar basada en hechos especí-ficos de la industria que se está considerando. Además, la regulación apropiada del acceso de terceros (third party access -TPA) puede aliviar los problemas de competencia que surgen por la integración vertical.

La integración vertical puede generar beneficios a los consumidores por:

• Permitirunamejoraenlasdecisionesde inversión,facilitandolacoordinacióndelosagenteseconómicosaguas arriba y aguas abajo y mitigando el denominado problema del hold-up. El hold-up de las decisiones de inversión puede ocurrir cuando las inversiones en activos específicos a la transacción (por ejemplo, un ga-soducto) no se realizan porque un inversor aguas arriba no está seguro de que los usuarios aguas abajo vayan a remunerar totalmente la inversión ex-post, una vez se hayan hecho los compromisos de inversión.

• Favorecerunamejoraenlacoordinaciónentrelosagenteseconómicosaguasarribayaguasabajoeneldesarrollo de productos e innovación.

• Inducirunapolíticadefijacióndepreciosmáseficiente,reduciendolosmárgenesquesecarganencadaetapa del proceso de producción vertical (eficiencia de eliminación de margen doble).

Una regulación eficaz de la red puede, sin embargo, replicar algunas de las eficiencias asociadas con la integra-ción vertical bajo una industria separada verticalmente. En particular, la regulación de los precios de acceso a las redes puede eliminar los márgenes ineficientes aguas arriba, aun cuando la propiedad de la red esté separada de la propiedad de los activos. Esto reduce las ganancias resultantes de la eliminación de la doble marginación que pueden estar asociadas a la integración vertical.

Similarmente, la regulación eficaz de las tarifas de acceso puede permitir a un propietario independiente de la red de transporte recuperar eficientemente las inversiones hechas en la red, reduciendo el riesgo de hold-up. La regulación de las tarifas de acceso podría también aumentar los incentivos de un propietario de la red con actividades aguas abajo para realizar discriminación en la calidad del acceso, proporcionando una justifica-ción adicional para la separación vertical. La exención contenida en la directiva europea actual y propuesta para algunas decisiones de inversión (tales como interconexiones y terminales de GNL) puede también miti-gar la incidencia de un hold-up ineficiente y fomentar inversiones específicas donde éstas sean necesarias.

Especialmente en el sector del gas, los contratos pueden sustituir la integración vertical e incentivar también inversiones eficientes. Las cláusulas de take-or-pay en los contratos de gas son estándar y pueden ser impor-tantes para facilitar las inversiones aguas arriba. Mientras que la presencia de estos contratos puede también llevar a problemas de cierre de mercado aguas abajo, éstos probablemente sean menores que en el caso de integración vertical total de las actividades aguas arriba y aguas abajo.

Los opositores de la separación de la propiedad argumentan también que la integración vertical puede me-jorar el poder de negociación de los operadores europeos cuando negocian con proveedores externos de gas y puede, por tanto, ayudar a reducir el coste de la energía importada. Sin embargo, aun si esto fuera cierto, la disminución de competencia aguas abajo asociada a la integración vertical podría superar cualquier re-ducción en el coste de las importaciones de energía. En ausencia de una competencia fuerte aguas abajo, los incumbentes verticalmente integrados tendrían incentivos débiles para traspasar los ahorros obtenidos en el gas importado a los clientes aguas abajo.

Existe un amplio consenso económico en favor de la separación vertical de los activos de la red en la industria energética, que normalmente se basa en los argumentos económicos dados arriba. La experiencia británica en el sector del gas, por ejemplo, muestra que la integración vertical retrasó el proceso de liberalización a mediados de los ochenta y en los noventa. Después de varias investigaciones por parte de las autoridades de la competencia de Reino Unido y de la imposición de medidas que limitaban el comportamiento del operador integrado, el operador de gas incumbente decidió separarse verticalmente en el año 2000, llevando a una mayor competencia en el mercado de gas aguas abajo. La experiencia británica es consistente con la dirección política adoptada por la Comisión Europea en su tercer paquete legislativo.




3.2.3. Investigaciones de defensa de la competenciaLa Comisión Europea también inició una serie de procedimientos de defensa de la competencia contra empresas en el sector energético durante los años 2007 y 2008, siguiendo los resultados de la Sector Inquiry. Estos casos se resumen en la Tabla 3. La mayoría de estos casos concier-nen a presuntos abusos de posición de dominio, bajo el Artículo 82 del Tratado la CE, y están todavía en curso (con la excepción de los casos de Distrigaz y E.On, los cuales se han resuelto a través de compromisos).

Tabla 3: Resumen de las investigaciones de defensa de la competencia de la Comisión Europea en el sector energético, 2007-2008

Empresa investigada

Descripción

DistrigazCierre de mercado en el mercado belga de gas a través de contratos a largo plazo con los clientes industriales. Resuelto a través del compromiso de limitar los contratos a largo plazo en un 30%

en octubre de 2007.

E.On

Presunto abuso de posición de dominio en el mercado eléctrico alemán a través del retiro de capacidad y de cierre de mercado en el mercado eléctrico de servicios complementarios. En

noviembre de 2008, la Comisión Europea aceptó el compromiso de E.On de vender parte de su sistema de transporte de electricidad y 5 GW de capacidad de generación para resolver el caso.

E.On y GDFSupuesta violación del Artículo 81 en términos de acuerdo de reparto de mercado en los

mercados de gas de Francia y Alemania.

EDFSe inicia procedimiento por los contratos a largo plazo con consumidores de electricidad en

Francia, principalmente con usuarios industriales.

ENILa Comisión inició procedimiento alegando acaparamiento y falta de inversión estratégica en la

capacidad de transporte para cerrar el mercado de gas italiano.

GDFSe inicia procedimiento por supuesto cierre de mercado de gas aguas abajo en Francia, a través de reservas a largo plazo de capacidad de red y falta de inversión en capacidad importadora.

RWESe inicia procedimiento por el cierre de las infraestructuras de transporte de gas en Alemania. RWE ha propuesto vender su red de gas a un operador independiente para resolver el caso.

SuezSe inicia procedimiento por los contratos a largo plazo con consumidores de electricidad en

Bélgica, principalmente con usuarios industriales.




De los casos de defensa de la competencia presentados en la Tabla 3 surgen una serie de puntos generales:

Todos los casos se refieren a incumbentes integrados verticalmente que son propietarios de la in-fraestructura de red, a la vez que están activos en segmentos competitivos de la cadena de sumi-nistro (producción y/o suministro minorista). Que la Comisión centre su atención en el inicio de investigaciones de defensa de la competencia parece por tanto consistente con las conclusiones de la Sector Inquiry y con el tercer paquete legislativo propuesto.

La mayoría de estos casos se refieren a abusos de exclusión según el Artículo 82, a través de una variedad de estrategias potenciales de cierre de mercado, incluyendo acceso discriminatorio, contratos a largo plazo, acaparamiento y falta de inversión en las infraestructuras de red. Es notable que el caso contra E.On por retirar capacidad de generación en el mercado alemán sea el único caso de posible abuso explotativo (es decir, fijación de precios excesivos y, por tanto, anti-competitivos). Esto está en línea con la aplicación estándar del Artículo 82, que tiende a centrar su atención en abusos de exclusión.

Hasta ahora, la evidencia muestra que la Comisión aceptará la resolución de casos a cambio de compromisos significativos que promuevan la competencia. Éste ha sido el caso en la in-vestigación de Distrigaz (como resultado de la cual la conducta contractual de Distrigaz cam-biará, liberando por tanto más gas en el mercado aguas abajo) y también ha tenido lugar en las investigaciones sobre E.On y RWE en Alemania, a raíz de las cuales los incumbentes han ofrecido separar algunos de sus activos de red. Esta tendencia, de continuar, mostraría que la intervención en materia de defensa de la competencia puede revelarse como un instrumento eficaz para lograr un cambio estructural y puede ser capaz de complementar las reformas le-gislativas.

3.2.4. El control de fusiones El tercer instrumento con el que cuenta la Comisión Europea para asegurar que los mercados energéticos funcionen efectivamente es el control de las fusiones. Esta herramienta es particular-mente importante en el caso de las fusiones nacionales (fusiones que involucran partes con so-lapamientos significativos en el mismo mercado nacional), puesto que estas operaciones pueden suscitar los mayores problemas de competencia.

La Comisión Europea ha evaluado recientemente cuatro fusiones significativas en mercados energéticos nacionales, que afectan principalmente a los mercados portugués, húngaro, danés y belga. La primera de estas fusiones es la propuesta de adquisición conjunta del incumbente portugués de gas (GDP) por el incumbente eléctrico de Portugal (EDP) y la empresa italiana de gas (ENI), y fue prohibida por la Comisión Europea a finales de 2004. Las otras tres fusiones (E.On/MOL, DONG/Elsam/E2 y GDF/Suez) fueron todas aprobadas, aunque sujetas a medidas correctivas extensivas. Los remedios han incluido medidas estructurales como la desinversión de




activos de infraestructura (por ejemplo, almacenamiento de gas y redes de transporte) e interven-ciones semiestructurales (más notablemente en forma de programas de liberación de gas).

La Tabla 4 resume las principales características de las cuatro fusiones en mercados energéticos nacionales que han sido evaluadas por la Comisión más recientemente.

Tabla 4: Casos recientes de fusiones en el sector energético evaluados por la Comisión Europea

Caso Año ResultadoProblema de competencia

Medidas - infraestructura

Medidas - liberaciones de gas y electricidad

EDP/ENI/GDP

2004 (en apelación:

2005)Prohibida

Pérdida de competencia

potencial; efectos verticales

Separación del transporte de gas, almacenamiento y

GNL*

Liberación de gas + lease de capacidad de ciclo

combinado*

E.On/MOL 2005Aprobada,

con medidas correctivas

Cierre de mercado

Separación del transporte y

almacenamiento de gas

Liberación de gas (hasta el 14% de la demanda)

DONG/Elsam/E2

2006Aprobada,


Cierre de mercado

Separación del almacenamiento

de gas

Liberación de gas (hasta el 10% de la demanda)

GDF/Suez 2006Aprobada,


Pérdida de competencia

directa; cierre de mercado

Desinversión del control de la

infraestructura de gas

Desinversión de la principal empresa mayorista de gas

(Distrigaz) y el 50% de la participación en el competidor en los

mercados de generación y de suministro (SPE)

Fuente: Comisión Europea.* Basado en los compromisos finales ofrecidos por las partes.

Estos ejemplos recientes de control de fusiones europeas en el sector energético también son consistentes con los problemas de competencia destacados por la Comisión Europea en su Sector Inquiry y en su agenda legislativa. Las cuatro fusiones fueron vistas como generadoras de cues-tiones de cierre de mercado provenientes, parcialmente, de la falta de separación de propiedad. Además, la evaluación de la Comisión Europea señaló algunos problemas horizontales, más notablemente en las fusiones de GDF/Suez y EDP/ENI/GDP.

Las condiciones impuestas por la Comisión en estas fusiones también están en línea con las ini-ciativas europeas actuales para la reforma regulatoria. La separación de propiedad formó parte del paquete de medidas de cada una de las tres fusiones aprobadas en 2005 y 2006 (y también



formó parte de los compromisos propuestos en el caso de EDP/ENI/GDP). En el paquete de condiciones también se incluyeron liberaciones significativas de gas (para aumentar la liquidez del mercado) y desinversiones a nivel mayorista de gas y minorista de energía (como en el caso GDF/Suez) para solucionar los problemas verticales y horizontales.

Sin embargo, debería reconocerse que el control de fusiones es una herramienta limitada para mejorar los resultados competitivos en los mercados de energía. En los casos de fusiones, las me-didas correctivas pueden, estrictamente hablando, ser usadas sólo por las autoridades de defensa de la competencia para recuperar las condiciones competitivas existentes antes de la fusión, más que para mejorarlas. Es, por tanto, difícil usar los compromisos resultantes de una fusión para aumentar el nivel de competencia en los mercados liberalizados y resolver problemas de compe-tencia preexistentes.

Por otra parte, en la práctica, el control de fusiones proporciona a la Comisión Europea (y a otras autoridades de defensa de la competencia) una cierta cantidad de poder de negociación en relación a las empresas que se fusionan. Esto puede permitirle impulsar medidas estructurales que de otro modo serían difíciles de lograr. La experiencia reciente del control de fusiones a nivel europeo sugiere que más que centrarse simplemente en el daño directo que ocasiona la fusión en la competencia, la Comisión Europea ha buscado, allí donde es posible, utilizar este control para obtener mejoras en la estructura de la competencia de los mercados afectados. Es probable que esta tendencia continúe en el futuro, especialmente en el caso de fusiones en países en donde no hay (o es limitada) la separación de la propiedad.


Regulación y política de la competencia en los mercados españoles del gas y la electricidad


4. Regulación y política de la competencia en los mercados españoles del gas y la electricidad

Esta sección del informe revisa la regulación y la política de la competencia en los sectores del gas y la electricidad en España. La Sección 4.1 resume brevemente las características principales del mercado en la primera etapa de la liberalización (definida aquí como el período 1998-2005). Las Secciones 4.2 y 4.3 resumen, respectivamente, los acontecimientos más recientes en materia de regulación y política de la competencia, centrando la atención en aquellos hechos que han tenido lugar en 2006 y en 2007.

4.1. Liberalización, regulación y competencia en el período 1998-2005

La liberalización del sector energético español se produjo a finales de los años noventa. Las piezas clave de la legislación que sustentaba la liberalización fueron, para el mercado eléctri-co, la Ley del Sector Eléctrico en 1997, y para el mercado del gas, la Ley de Hidrocarburos en 1998.

Las principales características de la reforma regulatoria de la industria, sobre las que trataremos más adelante, han sido22:

a) La creación de un mercado mayorista de electricidad.

b) La separación vertical de las redes de gas y electricidad.

c) Una liberalización gradual de los mercados minoristas del gas y la electricidad.

22. Véase Kühn y Regibeau (1998) para un análisis económico de las cuestiones principales que afectaban al mercado español de electricidad cuando éste fue liberalizado.



Además, el control de fusiones por parte de las autoridades de la competencia y del regulador del sector jugó un papel notable en la última parte de este período, concretamente cuando se evalua-ron los efectos sobre la competencia y las actividades reguladas de tres intentos significativos de fusiones. Estas operaciones fueron rechazadas por las autoridades competentes o abandonadas por las partes.

Creación y diseño del mercado mayorista de electricidadUno de los elementos más controvertidos de la liberalización de la industria energética española fue la creación de un mercado para la generación de electricidad. Esto se debió, en parte, al hecho de que la creación del mercado mayorista estuvo precedida de un proceso de consolida-ción empresarial23, que creó una estructura de mercado concentrada en la que las dos empresas incumbentes más importantes (Endesa e Iberdrola) representaban más del 80% del total de la producción y capacidad, con un mix de generación relativamente diversificado24. Hasta la fecha, el mercado mayorista continúa concentrado, a pesar de la entrada significativa de nuevos gene-radores y de la inversión en energía renovables (véase Sección 5 para un análisis más detallado sobre la estructura actual del mercado).

El mercado mayorista de electricidad comenzó el 1 de enero de 1998. Las características clave de este mercado han sido:

- La creación de un mercado diario de electricidad (o pool), donde los generadores pueden ofrecer su energía para cada hora del día siguiente. Este mercado está organizado en torno a una subasta de precio uniforme, donde el precio pagado a todos los generadores despachados es igual a la última puja aceptada.

- La creación de una serie de mercados intradiarios y mercado de gestión de desvíos, para per-mitir el equilibrio del mercado en tiempo real, la resolución de restricciones técnicas en la red de transporte y la provisión de servicios complementarios (por ejemplo, reservas operativas) por parte del operador del sistema (Red Eléctrica de España – REE).

- El establecimiento de la denominada garantía de potencia (es decir, un pago por capacidad administrado) para alentar nuevas inversiones y demorar el cierre de plantas existentes.

- La libertad de los generadores para firmar contratos bilaterales, evitando así el mercado diario, aun cuando en la práctica la mayor parte de la energía fue negociada a través del mercado diario25.

23. En 1997, Endesa compró Fecsa, Sevillana, Enher y Viesgo (creciendo aproximadamente un 16% en términos de cuota de mercado). Según datos de la CNSE publicados en ese momento, el IHH en generación aumentó en 1.400 (de aproximadamente 2.200 a 3.600) entre 1997 y 1998, llevando a una estructura de mercado altamente concentrada.24. Véase CNE, “El funcionamiento del mercado eléctrico en el 1998”, 2000.25. Por ejemplo, durante el período 2002-2005 el mercado diario representó entre el 86 y el 90% de la demanda total en el mercado mayorista.




- La introducción de los Costes de Transición a la Competencia (CTC) para retribuir las in-versiones realizadas bajo el régimen regulatorio anterior en el caso de que el mercado no cubriera la totalidad de los costes reconocidos. Este mecanismo establecía un pago máximo en concepto de CTC (inicialmente fijado en 12.000 millones de euros) durante un período transitorio que culminaría en 2010, cuyo cobro dependía de que los precios mayoristas del mercado no superaran los 36 €/MWh26. Los CTC totales que se pagaban a las empresas cada año se fijaban como la diferencia entre los ingresos de la tarifa netos de los costes regulados27, menos el coste de la energía consumida a tarifa evaluado a los precios de mercado (es decir, cuanto menor fuera el precio mayorista, mayor sería el pago en concepto de CTC, y vice-versa). Cada empresa eléctrica incumbente recibía una proporción del pago total de CTC de acuerdo con cuotas preestablecidas28.

El diseño básico para el mercado español se basaba parcialmente en otros mercados eléctricos libe-ralizados (particularmente, en los de Reino Unido, Países Escandinavos, California y otros mercados de Estados Unidos). Como en el modelo de Reino Unido, el mercado español concentró casi toda la liquidez en un único mercado (creando una señal de precios potencialmente visible y fiable) e in-trodujo un mecanismo para remunerar la capacidad. A diferencia del mercado británico, en España los generadores podían variar sus ofertas hora a hora29 y también estaban sujetos a un mecanismo de recuperación de costes que reducía los incentivos a aumentar los precios mayoristas (como se discutirá más adelante).

El ejercicio potencial de poder de mercado en el pool español ha sido una fuente de preocupación desde la creación del mercado. Esto se debió, en parte, al elevado grado de concentración empre-sarial cuando fue liberalizado (con un IHH superior a 3.500), y a las características específicas del mercado de generación, que lo hacen proclive a la presencia de poder de mercado unilateral y coordinado (véase Sección 2). La experiencia de otros mercados (notablemente la de Reino Uni-do durante los años noventa) también ha sugerido que una estructura duopólica en generación no conduce a resultados competitivos.

El poder de mercado en el mercado español de generación eléctrica estuvo parcialmente mi-tigado desde el principio por la presencia de los CTC30. Los pagos en concepto de CTC eran inversamente proporcionales a los precios mayoristas, reduciendo así los incentivos a retirar producción con el objeto de aumentar los precios (actuando como un contrato por diferencias sobre los generadores). Este efecto fue particularmente fuerte para las empresas con una cuota de CTC que excedía su cuota de mercado en generación (por ejemplo, éste fue el caso para el generador más grande: Endesa). El precio de referencia de 36 €/MWh presente en el mecanismo

26. La cantidad total de CTC pagada a cada empresa se ajustó de forma decreciente en el caso de que sus ingresos medios del mercado mayo-rista excedieran el umbral de €36/MWh.27. En su mayor parte, costes de distribución y transporte.28. Éstas fueron inicialmente establecidas del siguiente modo: 51% Endesa, 27% Iberdrola, 13% Unión Fenosa y 6% Hidrocantábrico.29. Esto potencialmente aumenta la capacidad para ejercer el poder de mercado, dado que permite a los generadores hacer ofertas óptimas para cada nivel de demanda, en vez de forzarlos a hacer una oferta única para múltiples demandas (véase, por ejemplo, Green y Newbery, 1992).30. Para una descripción más completa del impacto de este mecanismo, véase Crampes y Fabra (2005) y Fabra (2008).



de CTC también actuó como un price cap implícito en el mercado (dado que el valor total de los derechos de CTC a pagar a cada empresa para todo el período transitorio hasta 2010 se ajustaba de manera descendente en el caso de que los ingresos medios anuales excedieran este nivel). El hecho de que la cuota de CTC de cada empresa difería de su cuota de mercado en generación también llevó a incentivos asimétricos en relación a los precios mayoristas. Una empresa con una cuota de generación superior a su cuota de CTC (como Iberdrola) tendría una preferencia por mayores precios mayoristas. Contrariamente, una empresa con una cuota mayor de CTC (como Endesa) sería partidaria de menores precios mayoristas para maximizar sus ingresos CTC. La literatura académica sobre este tema indica que los CTC afectaron de hecho al comportamiento de la oferta en los primeros años del pool y provocó un conflicto de incentivos entre los dos generadores principales31.

Los precios en los primeros años del mercado de generación eran de hecho cercanos al price cap de 36 €/MWh, reflejando el impacto del mecanismo de CTC. En los últimos años, sin embargo, aumentó la volatilidad de los precios (tanto intranual como interanualmente), y en algunos años (principalmente 2002 y 2005-2006) los precios medios excedieron el umbral de 36 €/MWh en un margen significativo. Estos patrones de precio se muestran en la Figura 13.

Figura 13: Precios mayoristas anuales de electricidad en España, 1998-2007

Fuente: REE y OMEL.

31. Véase Fabra y Toro (2005) y Kühn y Machado (2004).




Existen varias razones por las cuales los precios excedieron en el tiempo el price cap implí-cito impuesto por los CTC. Una de las razones es que el mecanismo de CTC perdió eficacia con el paso del tiempo, a medida que entraron al mercado nuevos generadores sin derecho de CTC; los ingresos minoristas regulados cayeron a medida que los clientes cambiaron al mercado liberalizado (reduciendo por tanto la cantidad total de pagos de CTC); hubo incertidumbre regulatoria sobre las reglas futuras para la asignación de los CTC32, y los ge-neradores incumbentes (principalmente Iberdrola), con el tiempo llegaron a un punto donde habían recibido una cuota significativa de su asignación inicial de CTC (y en consecuencia el mecanismo tenía un efecto más débil en sus incentivos de fijación de precios en el mercado spot). La otra razón básica es que los costes variaron con el tiempo (en particular debido a la disponibilidad de energía hidráulica y al aumento de los costes del gas y carbón, incluyen-do el de los derechos de emisión), implicando que el price cap de 36 €/MWh dejaba de ser una referencia adecuada para un precio competitivo. Éste fue particularmente el caso en el período 2005-2006, con unos costes mayoristas de generación muy por encima de este nivel (véase Sección 5).

Los elevados precios de la electricidad, primero en 2002 y más tarde en 2005-2006, llevaron al colapso del mecanismo de los CTC (que fue suprimido en 2006 - véase Sección 4.2 más ade-lante) y a la aparición del “déficit tarifario” (resultante del hecho de que las tarifas reguladas no eran suficientes para cubrir los precios mayorista de la electricidad y los costes regulados del sistema eléctrico). La Sección 5 presenta un análisis empírico sobre el déficit tarifario. Estos acontecimientos han llevado a la búsqueda de mecanismos alternativos para contener los pre-cios mayoristas de la electricidad y reducir el volumen del déficit tarifario, como veremos en la Sección 4.2.

Separación de la red y regulación en EspañaEl marco legislativo adoptado por España en 1997 para la electricidad, y en 1998 para el gas, implementó las directivas europeas que eran aplicables en ese momento (directiva de electricidad de 1996 y directiva de gas de 1998). Bajo las directivas europeas debía implementarse la separa-ción del transporte y distribución de las actividades liberalizadas. Además, tenía que introducirse un sistema de acceso de terceros a la red (regulado o negociado).

La legislación en España de hecho fue más allá de lo que contemplaban las directivas europeas. Lo hizo permitiendo el acceso regulado de terceros a la red y también introduciendo la separa-ción legal del transporte tanto en el mercado del gas como en el de la electricidad. En electri-cidad, la Ley del Sector Eléctrico de 1997 contenía límites de propiedad sobre el operador del sistema de transporte (REE), y el acceso de terceros estaba garantizado ya desde antes de 1997.

32. Esta incertidumbre estuvo parcialmente motivada, a finales de los años noventa, por la posibilidad de que la Comisión Europea considerara que los CTC fueran ayudas ilegales de Estado.



Los límites de propiedad sobre REE implicaban que ningún accionista individual podría poseer más del 10% del capital de REE y que la industria eléctrica en conjunto no podía ser propietaria de una cuota superior al 40%.

Con el tiempo, la separación de la propiedad de las redes eléctricas se intensificó y también se extendió al operador de la red de gas (Enagás). El límite para los accionistas individuales de REE se redujo al 3% en 2002, y al 1% para las compañías eléctricas en 2005. En gas, se introdujo un límite del 35% en el año 2000 para cualquier accionista individual, que más tarde se reduciría al 5% en 2003. Gas Natural actualmente posee el 5% de Enagás.

Estas medidas han permitido una separación total de la propiedad en los mercados de transporte del gas y la electricidad en España. Por tanto, se ha ido más allá de las actuales directivas de gas y electricidad de 2003, y es probable que excedan los requerimientos de separación que serán in-cluidos en la futura legislación europea sobre este tema, al menos en el corto plazo (véase Sección 3 para una revisión de los acontecimientos regulatorios más recientes en Europa).

En términos de las redes de distribución, España inicialmente adoptó la separación legal y con-table contenida en las segundas directivas de gas y electricidad e introdujo una separación fun-cional más fuerte en julio de 2007 (nuevamente en línea con las directivas).

Liberalización del mercado minoristaEl tercer elemento principal de la reforma regulatoria en el sector energético español ha sido la liberalización de los mercados minoristas, tanto en gas como en electricidad. Esta medida también ha estado impulsada por la legislación europea, que prescribía un calendario para la introducción de competencia en el mercado minorista de ambos sectores. Bajo las segundas directivas de gas y electricidad, todos los clientes industriales y comerciales por una parte, y los domésticos por otra, debían tener libertad para elegir suministrador en julio de 2004 y julio de 2007, respectivamente.

El gobierno español ha introducido un calendario de liberalización más rápido que el previsto en las directivas europeas, lo que se resume en la Figura 14. La liberalización completa de los mercados minoristas del gas y la electricidad se introdujo en 2003, con la liberalización del gas avanzando generalmente más rápido que la de la electricidad en el período entre 1998 y 2003 (debido al menor peso del consumo doméstico en el mercado de gas).

La posibilidad de elegir suministrador es sólo una condición necesaria para que exista una com-petencia efectiva en el sector minorista, no suficiente. De hecho, como muestra la evolución del mercado descrita en la Sección 5, la competencia minorista ha sido un proceso lento en el sector energético doméstico español, tanto en gas como en electricidad. A finales de 2007, pocos clientes habían abandonado a su suministrador incumbente (menos del 10% en gas y menos del 5% en electricidad). La competencia en el sector eléctrico se ralentizó particularmente por




la presencia de un elevado déficit tarifario (como ya se ha mencionado, y como se discute con más detalle en la Sección 5). La liberalización en el sector industrial y comercial del gas ha sido, sin embargo, más eficaz, liderada en gran medida por la competencia de GNL y el aumento de consumo de gas del sector eléctrico.

Figura 14: Calendario para la liberalización del mercado minorista en España, 1998-2003

Fuente: CNE.

Control de fusiones y política de competenciaLa aplicación de la política de competencia ha sido activa en la primera parte de la liberalización del sector energético, especialmente en el área de control de fusiones. Hasta el año 2005, fueron evaluadas tres grandes fusiones por el regulador sectorial y por las autoridades de la competen-cia. Estos casos se muestran en la Tabla 5. Las fusiones en las que Endesa estuvo involucrada (que fueron evaluadas por las autoridades de la competencia en el período 2006-2007) se anali-zan en la próxima sección del informe.



Tabla 5: Control de fusiones en el sector eléctrico español, 2000-2005

Fusión Año Efectosprincipales Resultado

Unión Fenosa – Hidrocantábrico

2000

Efectos horizontales debido a la consolidación de la tercera y cuarta compañías eléctricas más

grandes.

Prohibida después de la opinión negativa del Tribunal de Defensa de la

Competencia (TDC), resaltando el riesgo de efectos coordinados.

Endesa – Iberdrola 2001Efectos horizontales por la fusión

de las dos compañías eléctricas más grandes.

Abandonada por las partes debido a las desinversiones impuestas por el

Gobierno.

Gas Natural – Iberdrola 2003Sin decisión por parte de las

autoridades de la competencia.

Prohibida por la CNE por sus efectos sobre las actividades reguladas (bajo la

“Función 14”).

Como muestra la Tabla 5, ninguna de las tres fusiones propuestas en el período 2000-2003 fue aceptada. Esto se debió en gran medida a las intervenciones regulatorias, ya sea por parte del Gobierno (siguiendo las recomendaciones de las autoridades de la competencia), o por parte del regulador español del sector (CNE), bajo su poder de revisión del impacto de las fusiones sobre las actividades reguladas. El grado de cautela mostrado por las autoridades de la competencia al analizar estas fusiones es comprensible, dada la estructura concentrada de los mercados afecta-dos antes de la fusión (con la excepción de la decisión de la CNE sobre Gas Natural/Iberdrola, que no fue tomada sobre hechos de competencia, sino sobre hechos regulatorios). Sin embargo, el control de fusiones no fue aplicado de manera consistente a estas operaciones y las medidas correctivas podrían haber sido utilizadas más eficazmente para mejorar la estructura competitiva de los mercados y de hecho aumentar la competencia. Los aspectos pro-competitivos de estas operaciones (por ejemplo, las eficiencias potenciales que surgen de la integración vertical entre gas y electricidad) podrían también haber sido más explícitamente reconocidos en la aplicación de la política de competencia33.

Otra decisión significativa de defensa de la competencia en el sector energético en la primera etapa de la liberalización fue la resolución del TDC sobre el asunto de Gas Natural/Enagás en 200534. Éste fue un caso de abuso de posición de dominio relacionado con la relación con-tractual (el llamado contrato deslizante) entre el operador de la red Enagás y el incumbente en el mercado minorista Gas Natural en 2001, en el momento en que Gas Natural poseía el 100% de Enagás. El TDC encontró que Gas Natural había abusado de su posición vertical obteniendo acceso privilegiado a la capacidad de importación de GNL de Enagás a través de

33. Véase Crampes y Fabra (2005) y Vives (2008) para un análisis de estas fusiones.34. Tribunal de Defensa de la Competencia, Resolución, Expediente. 580/04, Gas Natural, junio de 2005.




este contrato, a expensas de sus rivales en el mercado aguas abajo. Gas Natural fue multado con 8 millones de euros por este abuso. Esta decisión fue más tarde anulada en apelación a la Audiencia Nacional en marzo de 2007 por cuestiones de procedimiento. Sin entrar a comentar la validez de la decisión del TDC, este caso de abuso ilustra los efectos potenciales de cierre de mercado que pueden surgir cuando el operador de la red está verticalmente in-tegrado con actividades liberalizadas. Posteriormente, la propiedad de Enagás fue separada a efectos prácticos de Gas Natural.

4.2.Acontecimientosrecientes,2006-2007:reformaregulatoria

El Gobierno y el regulador del sector tomaron varias iniciativas regulatorias en el período 2006-2007. Algunas de ellas fueron impulsadas por la necesidad de cumplir con la legislación europea, o por el deseo de mejorar el diseño del mercado. Otras fueron el resultado de presiones regula-torias surgidas por los defectos del sistema actual, en particular por la aparición de un déficit tarifario en el sector eléctrico muy significativo en 2005 y 2006, y la necesidad de gestionar sus consecuencias.

La Tabla 6 muestra en orden cronológico el panorama de los hitos regulatorios clave que se han producido en 2006 y 2007. Posteriormente se discuten los cambios regulatorios más importan-tes, agrupados bajo los siguientes epígrafes:

a) Medidas para gestionar el déficit tarifario.

b) Reformas en el diseño de mercado.

c) Liberalización del mercado minorista.



Tabla 6: Hitos regulatorios más importantes, 2006-2007

Hecho Fecha Descripción

Precio administrativo sobre transacciones intragrupo en el mercado diario

Febrero 2006 (RDL 3/2006), junio 2007 (RD 871/2007)

Se fija un precio de €42,35/MWh para transacciones intragrupo en el mercado diario de electricidad (el precio final se fijó en €49,23/MWh). Ésta es una medida temporal en anticipación al desarrollo de un nuevo

diseño de mercado para la contratación bilateral a plazo.

Abolición de los CTC Junio 2006 (RDL 7/2006)

Se elimina el mecanismo de CTC. Se reconoce que los CTC distorsionan los resultados del mercado y se basan en supuestos obsoletos. La liquidación final de los pagos de CTC todavía se está debatiendo.

Desarrollo de mercados a plazo (OMIP/OMIClear)

Junio 2006 (Orden ITC/2129/2006),

diciembre 2006 (Orden ITC/3990/2006), junio 2007

(Orden ITC/1865/2007)

Se fijan volúmenes mínimos para la demanda de los distribuidores en el mercado ibérico de electricidad a plazo, incrementando progresivamente

esta cantidad del 5% de la demanda total regulada hasta el 10%.

Revisión tarifariaparaelaño 2007

Diciembre 2006 (RD 1634/2006)

Se eliminan los precios administrativos sobre transacciones intragrupo en el mercado diario eléctrico (como se menciona en el RDL 3/2006). Se

reconoce ex-ante el déficit tarifario para 2007, a ser financiado a través de subastas de derechos futuros sobre las tarifas de acceso y las tarifas finales.

Se introduce una tarifa regulada “aditiva” para permitir un margen minorista suficiente (neto de costes de energía y de tarifas de acceso).

EPE

Diciembre 2006 (RD 1634/2006), mayo

2008 (RD 324/2008) y Resoluciones de la Secretaría

General de Energía

Introduce las subastas EPE para Endesa e Iberdrola. Desarrolla el marco para las subastas EPE y establece las cantidades que serán subastadas en

cada sesión (hasta abril de 2009).

Subastas CESUR

Febrero 2007 (Orden ITC/400/2007) y abril 2007 (Resolución de la Secretaría

General de Energía)

Establece un marco legal para las subastas CESUR por parte de los distribuidores, que comienzan en el segundo trimestre de 2007.

Se desarrollan reglas detalladas para la primera subasta.

Adopción de las directivas de la UE

Julio 2007 (Ley 12/2007 y Ley 17/2007)

Se implementa la separación funcional de la red de distribución. Se fija el calendario para la introducción de tarifas de último recurso en

gas y electricidad.

MIBEL Julio 2007 Puesta en marcha de MIBEL.

Reformadelos pagos por capacidad

Septiembre 2007 (Orden ITC/2794/2007) Revisión del sistema de pagos por capacidad de generación.

Deducción de los sobreingresos por el ETS

Noviembre 2007 (Orden ITC/3315/2007) y diciembre

2007 (RDL 11/2007)

Se establecen los cálculos para el pago de los sobreingresos resultantes de la introducción del Emission Trading Scheme (ETS) durante el año 2006.

Se establece que las deducciones también tendrán lugar durante el período 2008-2012.

Nota: RD: Real Decreto; RDL: Real Decreto-Ley; Orden ITC: Orden del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.




4.2.1. Medidas para gestionar y mitigar el déficit tarifario

El Gobierno tomó una serie de medidas regulatorias durante el período 2006-2007 que pue-den interpretarse como intervenciones para gestionar y mitigar el impacto del creciente déficit tarifario en el sector eléctrico. Las dos primeras medidas que analizamos (la imposición de un precio administrativo sobre transacciones intragrupo de las empresas verticalmente integradas y la minoración de los sobreingresos que surgen como consecuencia de la internalización de los de-rechos de emisión) buscaban directamente reducir los precios mayoristas para reducir el tamaño del déficit tarifario. La tercera medida (el reconocimiento del déficit ex-ante) buscaba disminuir el impacto del déficit sobre la eficiencia del mercado. La cuarta medida (el incremento gradual de las tarifas minoristas) pretendía absorber, en el tiempo, el déficit.

• Precioadministrativosobretransaccionesintragrupoenelmercadodiarioeléctricodemarzoa diciembre de 2006

En febrero de 2006, el Gobierno impuso un precio fijado administrativamente de aproximada-mente 42 €/MWh para los volúmenes de energía comerciados en el mercado diario dentro del mismo grupo integrado verticalmente. Estos volúmenes intragrupo fueron definidos como posi-ciones horarias equivalentes (en términos de volúmenes absolutos) entre generación y demanda regulada para cada empresa integrada verticalmente. Dado que en España las cuatro empresas principales están integradas verticalmente y que la regulada todavía representa una proporción significativa de la demanda total, los volúmenes sujetos a este precio representaron una cantidad de energía muy significativa durante el año 2006. Esto se comprueba por el hecho de que los vo-lúmenes remunerados a precios de mercado en el mercado diario cayeron casi un 50% en 2006 en comparación con 2005 (a pesar de que la mayor parte de la energía todavía se comercializó a través del mercado diario).

El precio fijado por el Gobierno estaba muy por debajo del precio medio observado en 2005 y del existente en 2006 (ambos por encima de los 60 €/MWh). La medida, por tanto, reducía directamente los costes de la energía para los consumidores. Asimismo, hay evidencia (que revi-saremos en la Sección 5) de que esta medida también redujo los precios spot en el mercado diario en el corto plazo35. Sin embargo, como resultado de la imposición de un control de precios sobre las transacciones intragrupo, Iberdrola Distribución, desde junio de 2006, ofertó sus requeri-mientos de demanda a precios por debajo de los costes. Estos volúmenes fueron luego cubiertos en los mercados de operación del sistema, donde el control de precios no se aplicaba. Como resultado, el precio por los servicios de desvíos (incluyendo la resolución de las restricciones téc-nicas) aumentó varias veces entre junio y diciembre de 2006 (comparado con los precios durante la primera parte de 2006), compensando parcialmente por tanto el impacto de la medida sobre los costes mayoristas totales36.

35. Esto es de esperar dado que fijar un precio sobre las transacciones intragrupo reducía el tamaño de las ganancias inframarginales del generador como resultado de cualquier incremento en el precio spot, reduciendo por tanto los incentivos a aumentar precios.36. Para un análisis más detallado de esta intervención regulatoria, véase Fabra (2008).



Esta medida parece haber sido introducida como un arreglo temporal para mitigar el poder de mer-cado en el mercado diario y reducir el déficit tarifario, previo al desarrollo de un diseño de mercado para la contratación bilateral. Éste fue posteriormente introducido durante el curso de 2007, como veremos más adelante. Sin embargo, tal como se discute con más detalle en la Sección 6 de este informe, es poco probable que la introducción de contratación a plazo (en la forma de subastas obli-gatorias para una proporción de los requerimientos de demanda regulada) vaya a aumentar sustan-cialmente la competencia en el mercado mayorista de electricidad, al menos en su formato actual.

• Eliminacióndelos“sobreingresos”porlaintroduccióndelEmission Trading Scheme (ETS) europeo

El Gobierno anunció una medida para eliminar los sobreingresos que surgen del funcionamiento del ETS en febrero de 2006 (para ser aplicada retrospectivamente a todo el año 2006). La interven-ción fue posteriormente extendida al período 2008-2012 (que corresponde a la segunda etapa del ETS), a pesar de que las modalidades exactas para su aplicación todavía no han sido definidas.

La idea detrás de esta intervención es eliminar de los generadores los sobreingresos37 creados por la internalización de los costes de emisión y el hecho de que algunos derechos de emisión de gases de efecto invernadero (o derechos de emisión de CO2) fueron distribuidos gratuitamente38. El ETS establece un precio de mercado para los derechos de emisión desde 2005. Los generadores incum-bentes recibirán derechos de emisión gratuitos hasta 2011. La existencia de un mercado para los derechos de emisión implica que los generadores deberían reflejar el coste de oportunidad del CO2 en su coste variable de producción (dado que si no generan, ellos pueden revender sus derechos de emisión en el mercado que ha sido creado para tal fin). El aumento resultante en el precio de mer-cado para la electricidad afectará a toda la producción del generador (incluso la parte cubierta por los derechos de emisión gratuitos y la producción de tecnologías de generación que no necesitan derechos de emisión). Puede esperarse que esto resulte en un sobreingreso para el productor.

El mecanismo introducido por el gobierno español para eliminar los sobreingresos obtenidos en 2006 se resume en el Cuadro 3 y en la Figura 15. La fórmula utilizada por el Gobierno aplica una mi-noración de los sobreingresos de los generadores con derechos de emisión gratuitos (en proporción a los derechos gratuitos que han recibido y a su factor de emisión –esto es, la cantidad de derechos de emisión necesarios para generar). Este mecanismo también se aplica a los generadores en el régimen ordinario que no necesitan derechos de emisión (por ejemplo, energía nuclear e hidráuli-ca), pero que también se beneficiaron del aumento de los precios de la electricidad resultante del ETS39.

37. Un sobreingreso puede definirse como un incremento en los beneficios de las empresas que surge de intervenciones o fenómenos exóge-nos a las empresas y no conocidos en el momento en que se tomó la decisión de la inversión (en este caso, el establecimiento de un precio de mercado para los derechos de emisión de CO² y la asignación de derechos de emisión gratuitos).38. Como se discutirá más tarde, ambas condiciones son necesarias para que los sobreingresos aparezcan para todos los tipos de tecnologías de generación (incluyendo plantas térmicas).39. Los generadores en régimen especial fueron excluidos de esta intervención a pesar de que aquellos que vendieron su energía en el mercado también se beneficiaron de un sobreingreso debido a la introducción del ETS.




Cuadro 3. La minoración de los sobreingresos del ETS aplicados en España para 2006

El Real Decreto Ley 3/2006 establecía que los sobreingresos de los generadores obtenidos durante 2006, de-bido a la asignación de derechos de emisión gratuitos bajo el ETS, tenían que ser devueltos. Las reglas para el cálculo de este mecanismo de minoración fueron establecidas en noviembre de 2007 (ITC/3315/2007).

El mecanismo que ha sido implementado por el gobierno español busca eliminar los sobreingresos de los generadores no térmicos (que no necesitan derechos de emisión) y de los térmicos:

Los generadores no térmicos (por ejemplo, energía nuclear e hidráulica) tienen que devolver un aumento hipotético de los precios de la energía debido al ETS, multiplicado por su nivel actual de producción. El au-mento hipotético de los precios de la energía se calculó asumiendo que una CCGT con un factor de emisión específico (definido como EFm y fijado en 0,365 toneladas/kWh) fija el precio en todas las horas del año y traspasa completamente el incremento de coste debido al ETS. Este aumento del coste refleja el aumento del coste de oportunidad de generación debido a la presencia de un precio de mercado para las emisiones de CO2 bajo el ETS.

Los generadores térmicos tenían que devolver una cantidad proporcional a la cantidad de derechos de emisión recibidos gratuitamente. El cálculo para este pago también asumía que el precio de la electricidad sería fijado por una CCGT con un factor de emisión de EFm. El pago del generador térmico i se fijó igual al valor de mercado de los derechos de emisión gratuitos recibidos por el generador (evaluado al precio de mercado del CO2) multiplicado por la ratio factor de emisión de la CCGT hipotética que fija precio (EFm) y el factor de emisión del generador i (EFi).

- Si EFi = EFm (por ejemplo, en el caso de una CCGT con el mismo factor de emisión que la CCGT hipo-tética asumida en el mecanismo), entonces el pago iguala el valor de mercado de los derechos de emisión gratuitos.

- Si EFi > EFm (por ejemplo, en el caso de una planta de carbón que emite más que una CCGT), entonces se asume que los sobreingresos son menores que el valor de mercado de los derechos de emisión gratuitos y una menor cantidad necesita ser devuelta. Esto reconoce el hecho de que una planta de carbón que no fija precio recibirá un sobreingreso que está determinado por el aumento en costes incurrido por la planta que fija precio, y no por el aumento de sus propios costes variables (véase ilustración en la Figura 15).

Las fórmulas usadas para 2006 capturan correctamente los sobreingresos del ETS si se cumplen las siguientes condiciones:

- Los precios son siempre fijados por una CCGT con un factor de emisión igual al valor asumido de 0,365 toneladas/kWh.

- Las CCGT que fijan precio tienen incentivos y son capaces de traspasar totalmente el incremento en costes variables debido al ETS.

- Para el caso de un generador térmico con factor de emisión superior a 0,365 toneladas/kWh (por ejemplo, una planta de carbón), los derechos de emisión gratuitos cubren exactamente la producción de la planta. Éste es un supuesto razonable para la Fase I del ETS (2005-2007), como se mostró por el exceso de asigna-ciones en esta fase del ETS, que llevó a un colapso de los precios del CO2 durante 2007.

Si no se cumplen estas condiciones, las fórmulas no darán una medida adecuada de los sobreingresos y pueden sobre o subestimarlos. La Figura 15 ilustra el principio que hay detrás del mecanismo que fue implementado para 2006.



Figura 15: Ilustración del sobreingreso estimado debido al ETS (asumiendo un comportamiento competitivo en el mercado de generación)

Fuente: Análisis propio.

Es importante reconocer que la fuente del sobreingreso no reside en ninguna forma de comporta-miento abusivo por parte de los generadores. Se espera que cada generador refleje todo el coste de oportunidad de los derechos de emisión (incluso si éstos son distribuidos gratuitamente) para que el esquema sea efectivo y señale una escasez de los derechos de emisión. El sobreingreso surge en cambio de las características básicas de los mercados de generación (esto es, por el hecho de que los precios son fijados por la unidad marginal de generación, beneficiando potencialmente también a las unidades inframarginales), asociado con el diseño del ETS, que asigna cantidades significativas de de-rechos de emisión gratuitos a los generadores. Este sobreingreso estaría presente también en ausencia de cualquier poder de mercado en el mercado mayorista de electricidad40.

40. Las variaciones en las rentas inframarginales (las cuales comparten algunas similitudes con los sobreingresos debidos al ETS) pueden normalmente aparecer en los mercados liberalizados de electricidad, cuando los costes de algunas tecnologías cambian en el tiempo, pero no el coste de otras. Por ejemplo, mayores precios del combustible para tecnologías térmicas que fijan precio (gas y/o carbón) típicamente resultan en sobreingresos para tecnologías con bajos costes marginales (nuclear e hidroeléctrica). En mayo de 2008, la CNE ofreció un cálculo indicativo de los sobreingresos obtenidos por las tecnologías nuclear e hidroeléctrica como resultado de los mayores precios de los combustibles y que se situó entre €770 millones y €1.400 millones para el tercer trimestre de 2008, dependiendo de si los activos se consideran amortizados o no (véase CNE, “Precios y Costes de la Generación de Electricidad, Informe complementario a la propuesta de revisión de la tarifa eléctrica a partir del 1 de Julio de 2008”, mayo de 2008).




La eliminación del sobreingreso del ETS reduce el gasto de energía de los consumidores (de-pendiendo de la asignación de la minoración del sobreingreso). La medida puede, por tanto, beneficiar a los consumidores y puede ser usada para reducir el coste de la energía en tiempos en que los precios del combustible están creciendo. Sin embargo, una intervención para eliminar los sobreingresos del ETS como la implementada en España da lugar a una serie de cuestiones:

La medida es aplicada ex-post. La aplicación ex-post de una minoración de los sobreingresos es potencialmente problemática si los generadores han realizado inversiones en plantas específicas con la expectativa de que las plantas hubieran obtenido beneficios por el aumento de los pre-cios spot debido al ETS, y de la asignación de derechos de emisión gratuitos. Esas inversiones pueden dejar de ser rentables si los sobreingresos son eliminados. Por tanto, la intervención ex-post contribuye a una incertidumbre regulatoria y puede desalentar, en el tiempo, inversiones eficientes41.

Laestimacióndelossobreingresosrealesdelosgeneradorestérmicosnoesfácil. El volumen preciso de los sobreingresos ganados por las tecnologías que emiten CO2 (plantas que utilizan carbón y gas) dependerá de una serie de condiciones empíricas que son difíciles de medir por el regulador. Éstas incluyen la identidad de las plantas que fijan el precio en el mercado mayorista, el grado de traspaso de un incremento dado de costes (es decir, hasta qué punto las plantas son capaces de aumentar de manera rentable sus ofertas en el mercado como resultado del incremen-to de costes variables), y la cantidad total de los derechos de emisión que necesita cada planta netos de la asignación gratuita. La fórmula utilizada por el Gobierno para estimar el volumen de los sobreingresos en 2006 está necesariamente simplificada y es improbable que refleje de manera precisa el volumen de los sobreingresos de los generadores (véase el Cuadro 3). Mientras que algunos de los supuestos usados en el mecanismo español son conservadores (por ejemplo, el supuesto de que una tecnología poco contaminante siempre fija el precio), otros no (por ejemplo, el supuesto de traspaso completo del aumento de coste debido al ETS).

También se eliminan los sobreingresos obtenidos por las tecnologías no emisoras. Las plantas que no generan emisiones de carbón (plantas hidráulicas y nucleares) también obtienen un so-breingreso por la introducción del ETS, puesto que esto incrementa los precios marginales de la electricidad en muchas horas sin afectar a sus costes. El sobreingreso obtenido por los genera-dores no térmicos no está en realidad relacionado con la existencia de asignaciones gratuitas de derechos de emisión, esto es, existiría también en ausencia de cualquier asignación. A través de la minoración de los sobreingresos de los generadores no térmicos, el gobierno español está por tanto extendiendo el ámbito de su intervención a todos los sobreingresos que resultan del ETS (y no sólo a aquellos debidos a las asignaciones gratuitas).

41. En España, este riesgo puede haber sido mitigado por el hecho de que la minoración de los sobreingresos se anunció justo después de un año de haber comenzado el ETS (y del establecimiento de un precio de mercado para CO2). Por otra parte, la aplicación de intervenciones ex-post por el regulador puede todavía generar incertidumbre sobre la recuperación de futuras inversiones.



Destino de los sobreingresos. En España, la minoración de los sobreingresos del ETS ha sido uti-lizada indirectamente para reducir el déficit tarifario de las tarifas reguladas y para subsidiar el consumo eléctrico. Esto no parece ser consistente con uno de los objetivos del ETS, que debería ser el de incrementar el precio de la electricidad térmica y señalar a la sociedad la externalidad asociada con las emisiones de CO2. Un resultado más eficiente se lograría reestructurando las tarifas eléctricas para reducir el componente fijo de las tarifas pagadas por los consumidores usando la recaudación de la minoración de los sobreingresos, pero manteniendo los precios marginales de la electricidad a niveles basados en el mercado y preservando por tanto las señales adecuadas para la eficiencia energética.

• Reformasdeldéficittarifarioeléctrico

El modo en el que el déficit tarifario es reconocido y financiado fue también reformado en 2007. Las principales características de la reforma incluyen: a) un reconocimiento ex-ante del déficit tarifario en una estructura “aditiva” para tarifas reguladas y precios de acceso, y b) la introduc-ción de subastas para financiar el déficit tarifario.

Introducción de tarifas aditivasEl reconocimiento de un déficit esperado de los ingresos totales en relación a los costes totales cuando se fijan las tarifas reguladas y los precios de acceso (es decir, ex-ante) ha permitido la introducción de tarifas “aditivas” en 2007. Estas tarifas reflejan todo el coste esperado de la energía en el mercado mayorista. El déficit fijado ex-ante mide entonces la diferencia esperada entre ingresos totales y costes totales. Este déficit es a su vez asignado al componente regulado de las tarifas, es decir, a los precios de acceso. Esto significa que los precios de acceso pagados por los minoristas activos en el mercado liberalizado son reducidos para reflejar la presencia del déficit. El propósito de esta medida es permitir un margen suficiente en el mercado minorista, permitiendo así a los comercializadores competir contra la tarifa regulada.

Este mecanismo es ilustrado en la Figura 16. La primera columna de la figura (“Tarifa 31 de diciem-bre de 2006”) muestra la tarifa eléctrica que fue fijada por el Gobierno para 2006, asumiendo que los costes mayoristas de energía durante dicho año serían de 42,35 €/MWh. Los costes reales de la energía en 2006 fueron significativamente mayores que este nivel, resultando en una mayor “tarifa de equilibrio” (mostrada en la segunda columna). La diferencia entre la tarifa de 2006 y la tarifa de equilibrio representa el “déficit tarifario”. Este déficit, a su vez, resulta en márgenes minoristas ne-gativos para los comercializadores en el mercado minorista liberalizado. Para mantener un margen minorista adecuado aguas abajo, la tarifa aditiva (tercera columna) reconoce un déficit tarifario ex-ante y fija los precios de acceso regulados por debajo del coste (a la vez que permite que los precios mayoristas reales de la electricidad sean reflejados en las tarifas). Los comercializadores, por tanto, pagan un precio de acceso menor al que se necesita para cubrir todos los costes de acceso, y como resultado son capaces de competir con la tarifa regulada sin incurrir en pérdidas.




Figura 16: Introducción de tarifas eléctricas aditivas en 2007

Fuente: CNE, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

El cambio hacia una tarifa aditiva es positivo, puesto que puede proteger a la competencia en el mercado minorista de los efectos adversos debidos a la presencia de un déficit tarifario. Existe evidencia de que la competencia minorista aumentó durante el año 2007 como resultado de esta reforma (véase Sección 5), al menos en términos de volúmenes totales de electricidad en el mer-cado liberalizado (que aumentaron del 22% en la segunda mitad de 2006 al 30% en la segunda mitad de 2007).

Subastas del déficit tarifarioAl reconocimiento ex-ante del déficit tarifario en 2007 se sumó la creación de subastas para fi-nanciarlo. El objetivo principal de estas subastas es permitir a las empresas recuperar la totalidad de los costes reconocidos para sus actividades reguladas, en lugar de forzarlas a financiar el défi-cit tarifario a través de sus ingresos. Un objetivo secundario es el de establecer el coste financiero del déficit tarifario y proveer una señal pública de si los mercados tenían confianza en el diseño del mercado eléctrico y esperaban que el déficit se recuperara a través de futuros incrementos en las tarifas minoristas (o reducciones de los precios mayoristas).

Hasta la fecha, se han realizado tres subastas para el déficit ex-ante, en noviembre de 2007 y en junio y septiembre de 2008. La primera y tercera subasta se cancelaron debido al escaso interés del mercado financiero y a una falta general de crédito en el mercado. La segunda subasta no asignó



todo el déficit que estaba siendo subastado. Las condiciones generales en los mercados financie-ros también afectaron el resultado de esta segunda subasta.

• Incrementoenlastarifaseléctricas

La cuarta medida general implementada para mitigar el impacto del déficit tarifario desde comien-zos de 2007 ha sido el aumento de las tarifas minoristas. Sin embargo, los aumentos de tarifas han sido insuficientes para evitar el surgimiento de un déficit en cada año y, por tanto, una acumulación del mismo a través del tiempo. Durante el curso de 2007, los precios aumentaron cerca de un 6%, pero todavía se observó un déficit tarifario a pesar de que los precios mayoristas eran relativamente bajos. Esto se muestra con más detalle en la Sección 5. Las proyecciones para el año 2008 indican que habrá un gran déficit tarifario a finales de año, debido a los altos precios mayoristas de la electri-cidad y al aumento relativamente modesto de las tarifas (+3,4% en enero de 2008 y un 6% adicional en julio de 2008, por debajo de los niveles necesarios para cubrir los precios de mercado de la ener-gía de entonces y evitar un incremento adicional del déficit tarifario)42.

4.2.2. Reformas del diseño del mercado mayorista de electricidad

• SubastasEPEyCESUR

En España, los reguladores energéticos han dedicado gran parte de sus esfuerzos al fomento de la contratación a plazo en el mercado mayorista de electricidad43. Esto ya quedó patente en la Ley 36/2003 de medidas de reforma económica, en la que se sentaban las bases para promover la crea-ción, organización y funcionamiento de mercados organizados a plazo de electricidad. En 2006, esta apuesta se plasma en la obligación de que los distribuidores contraten el 5% de su demanda para el suministro a tarifa en el mercado de futuros del MIBEL44, obligación que en 2007 y 2008 aumenta al 10%45. Con la obligatoriedad de realizar compras a plazo, que permanecerá vigente hasta la des-aparición del suministro a tarifa en enero de 2009, se pretende dotar de liquidez a este mercado para que aporte una señal económica fiable de los precios a futuro.

De forma adicional, durante 2007 también se introducen dos nuevos mecanismos de contrata-ción a plazo de electricidad en España: la subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (CESUR) y las subastas de Emisiones Primarias de Energía (EPE)46.

42. La CNE había recomendado un incremento del 11,3% en junio de 2008 para prevenir un incremento del déficit tarifario por encima de los niveles pronosticados ex-ante.43. Además de las medidas de fomento de la contratación a plazo llevadas a cabo por los reguladores, también se realizan transacciones a plazo a través de intercambios organizados.44. El mercado de futuros del MIBEL, gestionado por OMIP (plataforma de negociación) y OMIClear (cámara de compensación), entró en funcio-namiento en julio de 2006. Existen dos tipos de contratación: a través de subastas y en mercado continuo. Las subastas, en las que participan los distribuidores españoles y el comercializador de último recurso portugués, concentran la mayor parte de la contratación.45. Órdenes ITC/3990/2006, ITC/1865/2007, e ITC/1934/2008.46. Las subastas CESUR están reguladas a través de la Orden ITC/400/2007; las EPE a través de Real Decreto 1634/2006 (para el período de junio de 2007 a junio de 2008) y Real Decreto 324/2008 (a partir de septiembre de 2008).




Subastas de Contratos de Energía para el Suministro de Último Recurso (CESUR)A través de las subastas CESUR, los distribuidores adquieren a un precio fijo una fracción im-portante (aproximadamente un 30-40%) de la energía que se destinará al suministro a tarifa durante los tres (o seis) meses posteriores a la celebración de la subasta47. La posibilidad de ac-tuar como vendedores en las subastas CESUR no se limita a los titulares de las instalaciones de producción (en régimen ordinario o especial), sino que también pueden ser sujetos habilitados los comercializadores, agentes externos, grandes consumidores u otros agentes, permitiéndose, por tanto, el arbitraje con otros mercados (como se discutirá más adelante)48.

Desde junio de 2007 hasta junio de 2008 han tenido lugar cinco subastas CESUR, con periodici-dad trimestral (durante 2008 ha tenido lugar otra subasta, que no se analiza en este informe). En las tres primeras se ha subastado un único producto, consistente en el compromiso de suminis-trar electricidad en carga base, durante todas las horas de los siguientes tres meses; en la cuarta y quinta subastas se ha añadido un producto semestral. Todavía no se ha subastado ningún producto con riesgo de cantidad (es decir, cuyo volumen responda a variaciones en la demanda), a pesar de que es probable que tales productos sean introducidos en el futuro.

El formato de la subasta es de “precio descendente”, esto es, el subastador nomina precios y los vendedores tienen que declarar cuántos MWs están dispuestos a producir a cada precio. Si a un cierto precio se produce exceso de oferta, el precio bajará en rondas sucesivas hasta que se igua-len oferta y demanda. Si se subastan el producto trimestral y el semestral en la misma operación, ésta se cierra cuando desaparezca el exceso de oferta en ambos productos.

Una vez determinado el resultado de la subasta, vendedores y compradores firman contratos bila-terales físicos, todos con todos, de forma alícuota a las cantidades asignadas a los vendedores y de-mandadas por las empresas distribuidoras de España y Portugal49. Los costes de adquisición de los contratos resultantes se reconocen como costes regulados y son usados para fijar la tarifa mino-rista regulada. Se estima que en un futuro se puedan utilizar mecanismos similares a las subastas CESUR para determinar el precio de la tarifa de último recurso. La Tabla 7 resume los resultados de las cinco subastas CESUR realizadas hasta junio de 2008.

47. Todos los detalles se pueden consultar en www.subasta-cesur.eu. Subastas similares para el suministro regulado se han realizado en distintos estados de Estados Unidos (Massachusetts, Maryland, Nueva Jersey, Illinois, Ohio, etc.). Véase Loxley y Salant (2004) para una descripción de estas subastas.48. El consorcio FORTIA, formado por grandes consumidores de energía ha participado en las últimas dos EPE. También varios agentes que compran EPE revenden la capacidad en las subastas CESUR que se realizan unos pocos días después.49. Estas cuotas son fijadas por el Gobierno. Hasta la cuarta CESUR, la cuota de demanda entre los distribuidores se fijó del siguiente modo: Endesa, 35%; Iberdrola, 35%; EDP, 12%; Unión Fenosa, 11%; Hidrocantábrico, 4%; y Viesgo, 3%. En la quinta subasta, las cuotas se fijaron del siguiente modo: Endesa, 29%; Iberdrola, 40%; EDP, 12%; Unión Fenosa, 6%; Hidrocantábrico, 12%; y Viesgo, 1%.



Tabla 7: Subastas CESUR

CESUR PRIMERA SEGUNDA TERCERA CUARTA QUINTA

Fecha 19/06/2007 18/09/2007 18/12/2007 13/03/2008 17/06/2008

EntregaJUL.-SEPT.

07OCT.-DIC.

07ENE.-

MAR. 08ABR.-

JUN. 08ABR.-

SEPT. 08JUL.-

SEPT. 08JUL.-DIC.

08

Volumen (MW)

6.500 6.500 6.500 3.500 3.500 1.800 900

Precio (€/MWh)

46,27 38,45 64,65 63,36 63,73 65,15 65,79

Rondas 25 15 14 16 12

Participantes 25 26 24 26 25

Adjudicatarios 21 18 23 26 21

Subastas de emisiones primarias de energía (EPE)

El regulador ha impuesto a los dos operadores clasificados según la legislación española como “domi-nantes” (es decir, aquellos con una cuota de mercado superior al 10%), Endesa e Iberdrola, la obliga-ción de subastar el derecho de uso de parte de su capacidad de generación a través de las denominadas Subastas de Emisiones Primarias de Energía (EPE), comúnmente conocidas como Virtual Power Plant auctions (VPP) o subastas de capacidad virtual50. Las EPE no implican un cambio ni en el control ni en la titularidad de los activos; tampoco están asociadas a plantas de producción específicas51. El efecto de las EPE, exista o no la obligación de nominar las centrales antes de la apertura del mercado diario, es únicamente financiero (alteran las liquidaciones de la energía, pero no la producción)52.

Las EPE han sido utilizadas en varios países de la Unión Europea (Francia, Bélgica, Países Bajos, Irlanda, Italia, etc.), en Estados Unidos y Canadá, con distintos objetivos: principalmente, como remedio en operaciones de concentración (es el caso de EDF/EnBW en Francia y Nuon/Reliant en los Países Bajos), tras investigaciones por parte de la autoridades de defensa de la competencia (por ejemplo, ENEL en Italia), y como mecanismo para fomentar la contratación a plazo y así mitigar el poder de mercado de los operadores dominantes (por ejemplo, en España y Portugal, que son los primeros países europeos en los que se introducen las EPE como medida regulatoria para mejorar la competencia, y no por ejemplo como remedio en un proceso de fusión53).

Las EPE estaban ya contempladas en la Ley del Sector Eléctrico de 1997, que habilitaba al Go-bierno a establecer subastas de energía con carácter obligatorio para los operadores dominantes (hasta un máximo del 20% de la capacidad de la empresa). También formaban parte de las

50. Los otros operadores denominados principales (EDP/HC y Unión Fenosa) no pueden participar en estas subastas como compradores.51. En algunos casos, como en Alberta (Canadá) y Países Bajos, las EPE sí estaban asociadas a la producción de plantas específicas.52. De hecho, reformas recientes de las EPE, simplifican los procedimientos permitiendo que el ejercicio de las opciones pueda hacerse por diferencias (con respecto a los precios spot).53. En otros países (por ejemplo, en el Reino Unido e Italia), se ha recurrido a las desinversiones físicas de activos de generación para aumentar la competencia en el mercado.




recomendaciones contenidas en el Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de la generación en España54. El Libro Blanco estimaba que los volúmenes adecuados para mitigar el poder de mercado en 2008 se situaban en torno a los 4-6 GW para cada uno de los generadores principales (Endesa e Iberdrola)55. Sin embargo, las cantidades subastadas han sido en la práctica muy inferiores a las recomendadas por el Libro Blanco (o permitidas por la Ley 54/1997). No se han superado los 600 MW por empresa en ninguna de las sesiones, mientras que, debido al solapamiento de productos con distintas duraciones, la potencia simultáneamente afectada por las EPE no ha superado los 1,25 GW por empresa. Esto representa menos del 5% de la potencia total instalada en el caso de Iberdrola, y menos del 6% para Endesa.

Las cantidades sujetas a EPE se muestran en la Figura 17. Están previstas más subastas EPE para los períodos que comienzan en octubre de 2008 y abril de 2009. Cada una de estas nuevas subastas asignará un total aproximado de 1,1 GW de potencia anual. Dependiendo de la distribución final de los productos anuales y semestrales, estas nuevas subastas harán que el volumen sujeto a EPE para Endesa e Iberdrola sea de aproximadamente 1,2 GW en promedio hasta el tercer trimestre de 2009 (es decir, muy similar al nivel alcanzado en julio de 2008)56.

Figura 17: Capacidad trimestral afectada por las subastas EPE (productos carga base y punta combinados)

54. Véase Pérez-Arriaga (2005).55. El objetivo de las EPE recomendadas por el Libro Blanco es que ningún agente tuviera una capacidad efectiva superior al 19% y 22% del total en períodos llano y punta, respectivamente. Estos límites fueron calculados usando un modelo de simulación del mercado español de generación. Así, las cantidades propuestas para las EPE para mitigar el poder de mercado en 2008 ascendían a 4.180 MW (Endesa) y 3.267 MW (Iberdrola) en llano, y 4.934 MW (Endesa) y 5.870 MW (Iberdrola) en punta. El Libro Blanco también recomendó que para que estos contratos mitigasen el poder de mercado, deberían de tener una duración mínima de tres años. 56. Esta estimación supone que la cantidad total subastada en las dos sesiones se repartirá igualmente entre los productos semestrales y anuales.



Las cinco subastas EPE que se han celebrado desde junio de 2007 hasta junio de 2008 han seguido el siguiente esquema. El regulador determina el volumen de “potencia virtual” que será subastado en cada sesión, dividido en lotes de 2 MW. Existen dos tipos de productos, base y punta, con tres períodos de entrega (trimestral, semestral y anual). El producto base es una opción de compra que se puede ejercitar durante todas las horas del período de entrega, mientras que el producto punta restringe el ejercicio de la opción de compra a las horas comprendidas entre las 8 y las 24 horas de todos los días (excluidos los fines de semana y festivos nacionales). Cada producto tiene asociado un “precio de ejercicio” establecido por el regulador el día previo a la celebración de la subasta. El adju-dicatario de la opción habrá de pagar al titular de las instalaciones cada vez que decida ejercitar la opción de compra57. El precio de la opción se determina a través de la subasta (que sigue un formato de precio ascendente)58.

Por tanto, desde el punto de vista del comprador59, el precio de la opción y el precio de ejercicio constituyen, respectivamente, el coste fijo y el variable de su central “virtual”. No obstante, hay mu-chas características de las “centrales virtuales” que las diferencian de los activos físicos. Entre ellas, es importante destacar una: el propietario de una “central virtual” no oferta su energía en el mercado de producción, por lo que no es un agente más en el mercado, sino un receptor pasivo de las liqui-daciones por diferencias. Las EPE, al reducir el valor de la producción de las empresas dominantes cuya retribución depende del precio de mercado, tienen el potencial de mitigar sus incentivos a la elevación de precios. Sin embargo, no alteran los incentivos de las empresas adjudicatarias - a no ser que la potencia virtual vaya a parar a manos de empresas con activos que les permitan actuar de forma estratégica. En la Sección 6 del informe nos detendremos en las implicaciones de las EPE sobre el comportamiento de los agentes en el mercado60.

El diseño de las EPE anteriormente descrito ha sido modificado recientemente. El nuevo esquema, que se aplicó por primera vez en el último trimestre de 2008, elimina el producto trimestral, reduce el número de subastas por año e introduce la posibilidad de que las opciones se liquiden por dife-rencias sin necesidad de que la opción se ejercite de forma explícita (la liquidación se realizaría so-bre la diferencia entre el precio spot y el precio de ejercicio en cada hora del período de entrega).

La Tabla 8 resume los resultados de las cinco subastas EPE que han tenido lugar hasta junio de 2008 (una sexta subasta tuvo lugar en septiembre de 2008, pero no se analiza aquí)61.

57. En varias de las subastas, el precio de ejercicio fue tan bajo que la opción base siempre se ejercitó ex-post (es decir, el precio de ejercicio estuvo siempre por debajo del precio spot). En tales casos, lo que implícitamente se subastó fue un futuro y no una opción.58. El formato de las subastas EPE es más complejo que el de las CESUR, dado que se subastan simultáneamente más productos (carga base y carga punta, cada uno con tres períodos de entrega).59. Es oportuno notar que los “operadores principales” no pueden participar en la subastas como compradores. Hasta la fecha, este criterio ha impedido que EDP/HC y Unión Fenosa participaran en las EPE.60. Como se discute en la Sección 6 de este informe, las EPE pueden afectar potencialmente los incentivos de los adjudicatarios de las EPE redu-ciendo las barreras a la entrada. Sin embargo, es improbable que las EPE, bajo su actual diseño en España, hayan desempeñado dicho papel.61. Dado que el comprador de las EPE paga una prima de capacidad (coste fijo) y un precio de ejercicio (coste variable), la Tabla muestra el pre-cio implícito total. Éste se calcula como la suma entre el cociente entre el precio de la opción y el número de horas en el período de entrega, más el precio de ejercicio. Nótese que este precio puede estar sesgado a la baja si la EPE se ejecuta durante un número menor de horas al máximo (porque cada MWh incorporaría una fracción mayor del coste fijo).




Tabla 8: Subastas EPE (sólo producto carga base trimestral)

EPE PRIMERA SEGUNDA TERCERA CUARTA QUINTA

Fecha 13/06/2007 13/09/2007 11/12/2007 11/03/2008 10/06/2008

Entrega JUL.-SEPT. 07 OCT.-DIC. 07 ENE.-MAR. 08 ABR.-JUN. 08 JUL.-SEPT. 08

Producto Base Punta Base Punta Base Punta Base Punta Base Punta

Volumen (MW)

274 2 674 100 566 20 268 0 446 40

Precio de ejercicio (€/MWh)

17 52 22 51 38 51 36 63 39 55

Precio de la opción (€/MW/mes)

20.000 2.310 11.840 1.001 12.832 2.151 17.000 3.400 19.000 6.100

Precio implícito (€/MWh)

44,78 58,56 38,44 53,84 55,82 57,11 59,61 72,66 65,39 72,33

Nota: Los resultados se refieren a los precios y volúmenes subastados en cada sesión del producto carga base con entrega trimestral úni-camente. La mitad del volumen total es asignado a cada empresa (Endesa e Iberdrola).

Comparación entre los resultados de las subastas CESUR y EPE

La Tabla 9 contiene información sobre los precios de la energía resultantes de las subastas CE-SUR y EPE (en ambos casos se reflejan los resultados relativos al producto trimestral, carga base). Éstos se comparan, a su vez, con los precios spot que se fijaron durante el período de entrega, así como con las cotizaciones en el mercado de futuros y mercado spot el día previo a la celebración de la subasta EPE.

Tabla 9: Comparación de precios (€/MWh) entre subastas EPE, CESUR y los mercados OMIP y OMIE

EPE CESUR Spot OMIE Futuro OMIP Spot OMIE*

Precio implícito Media trimestre Día previo Día previo

JUL.-SEPT. 07 44,78 46,27 36,43 FTB Q3-07 44,96 48,66

OCT.-DIC. 07 38,44 38,45 47,93 FTB Q4-07 39,27 37,01

ENE.-MAR. 08 55,82 64,65 65,86 FTB Q1-08 60,05 50,08

ABR.-JUN. 08 59,61 63,36 56,92 FTB Q2-08 60,13 59,42

Nota: El precio EPE se refiere al producto carga base con entrega trimestral (asumiendo que la opción carga base siempre es ejercida). El precio CESUR se refiere al producto trimestral. El precio spot OMIE medio trimestral se refiere a la media aritmética de los precios hora-rios en España durante el período de entrega. Los precios del futuro OMIP y del spot OMIE* se refieren a las cotizaciones del día previo a la celebración de la EPE. Nótese que las subastas CESUR tuvieron lugar algunos días después de las subastas EPE.



Los resultados revelan que los precios que se establecen en las subastas CESUR y EPE siguen de cerca los precios de los futuros OMIP (con la excepción de la tercera subasta EPE y de la tercera y cuarta subastas CESUR, donde las desviaciones de los correspondientes precios del futuro superan el 5%). La convergencia relativa entre los precios de mercado y los precios de las subastas no debería de sorprender dadas las posibilidades de arbitraje entre los distintos tipos de contratos.

Sin embargo, entre los precios en las subastas CESUR y EPE se producen diferencias sistemáticas y significativas. En particular, el que el precio EPE siempre sea inferior al precio CESUR parece indicar que no se han explotado al máximo las posibilidades de arbitraje entre ambas subastas; es decir, hubiera resultado ventajoso comprar más energía en las EPE para venderla en las CESUR. Desde la perspectiva de Endesa e Iberdrola, ha resultado menos rentable vender esa energía a través de las EPE que si lo hubieran hecho a través de las CESUR (en el caso de que hubieran decidido voluntaria-mente hacerlo y bajo el supuesto de que su mayor participación en las subastas CESUR no hubiera generado menores precios).

Por el contrario, la comparación entre los precios de las CESUR y EPE comparados con los precios del mercado spot no es sistemática: para la primera y cuarta subastas, el precio de las CESUR y EPE supera el precio spot medio durante el trimestre relevante, pero ocurre lo contra-rio para la segunda y tercera subastas. Esto nuevamente era de esperar, como cabría esperar de cualquier contrato de seguros.

• Reformadelospagosporcapacidad

En 2007 se modifica en España el sistema de retribución de la capacidad disponible. La deno-minada “garantía de potencia”, vigente en España desde la promulgación de la Ley del Sec-tor Eléctrico en 1997, es sustituida por el nuevo sistema de “pagos por capacidad” (Orden ITC/2794/2007).

Los pagos por capacidad distinguen dos tipos de servicios claramente diferenciados: para el corto y medio plazo, el “servicio de disponibilidad”; para el largo plazo, el “incentivo a la inversión”. Con el “servicio de disponibilidad” –cuyos detalles todavía no se han precisado62-se pretende dotar al ope-rador del sistema de un mecanismo adecuado para incentivar la disponibilidad de las unidades de producción cuando el sistema más las necesita. El “incentivo a la inversión” se destina únicamente a las nuevas unidades del régimen ordinario con potencia superior a 50 MW. Asimismo, se contempla que se puedan acoger a este pago aquellas instalaciones de régimen ordinario ya existentes que, independientemente de su potencia, lleven a cabo mejoras relevantes (en particular, inversiones

62. En marzo de 2008, el Operador del Sistema envió una propuesta a la CNE para la determinación de los pagos por el servicio de disponibili-dad. La CNE ha estimado los siguientes pagos para estos servicios durante el tercer trimestre de 2008: 2,45 €/MWh para la energía producida en centrales hidráulicas, 5,48 €/MWh para la producida en centrales de ciclo combinado y 0,81 €/MWh para la producida en centrales de carbón.




ambientales en plantas de desulfuración acometidas por algunas centrales de carbón –véase Or-den ITC/3860/2007).

El pago en concepto de “incentivo a la inversión” se calcula como una función decreciente del índice de cobertura, que se define como la ratio entre la capacidad disponible y la punta de de-manda (véase Figura 18). En particular, siempre que el índice de cobertura sea igual o inferior a 1,1 (es decir, un margen de reserva sobre la demanda punta del 10%), cada nuevo MW percibirá 28.000 € al año durante los diez primeros años de su vida útil. Por ejemplo, a una nueva central de 400 MW le correspondería un pago total de 112 millones de euros. Si el índice de cobertura es superior a 1,1, la retribución de los nuevos MWs se verá reducida de forma lineal en función del índice de cobertura vigente, según la fórmula: 193.000-150.000×IC expresada en €/MW/año (donde IC denota el índice de cobertura). Por ejemplo, si el margen de reserva fuese del 11%, el pago anual para cada nuevo MW será de 26.500€ (que es inferior a los 28.000€ calculados arriba). De forma general, cada aumento en un punto porcentual del margen de reserva se tradu-ce en una reducción del pago por capacidad de 1.500€/MW/año. El “incentivo a la inversión” nunca podrá tomar valores negativos, de tal modo que si el índice de cobertura alcanza o supera el 1,29 aproximadamente, las nuevas unidades no percibirán ningún pago por este concepto.

Resulta interesante (como se comentará más adelante en la Sección 6) que el nuevo sistema de “pagos por capacidad” también contemple la posibilidad de que el regulador (es decir, el Mi-nisterio de Industria, Turismo y Comercio) licite nueva capacidad a través de mecanismos de subastas.

Figura 18: El incentivo a la inversión



En resumen, las principales modificaciones introducidas por el nuevo sistema de “pagos por capa-cidad”, frente a la suprimida “garantía de potencia”, son dos: la distinción entre el pago por la dis-ponibilidad y por la inversión, y su cómputo como función negativa del índice de cobertura. Sub-yacen, aunque sólo de forma implícita, otras diferencias entre el viejo y el nuevo sistema, como es el hecho de que los nuevos “pagos por capacidad” introduzcan cierta asimetría en la retribución de las unidades de producción en función de su fecha de incorporación al sistema63 y en función de su tecnología (en la medida en que las nuevas inversiones en cada momento del tiempo tiendan a concentrarse en una única tecnología, como ha sido el caso, en años recientes, a través de la entrada de centrales de ciclo combinado)64.

No obstante, el nuevo sistema también hereda características del sistema al que sustituye: primero, bajo ambos subyace la doble dimensión de la electricidad (potencia y energía) y, por tanto, la idea de que la retribución de las unidades de generación no sólo puede venir por la venta de su energía, sino que además son necesarios pagos por el mero hecho de existir y de estar disponibles (asunto que se discutirá en mayor detalle en la Sección 6 del informe). Segundo, tanto la “garantía de po-tencia” como los nuevos “pagos por capacidad” se basan en un precio fijado administrativamente, con el que se pretende dotar al mercado de incentivos suficientes para que mantenga el índice de cobertura en los niveles que el regulador considera adecuados. Por último, los dos sistemas inducen a incentivos débiles para que las plantas estén disponibles cuando el sistema más las necesita (lo que también se discutirá en la Sección 6).

• MIBEL

La tercera reforma importante del diseño de mercado introducida en el mercado mayorista español (e ibérico) en 2007 fue el lanzamiento del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL) el 1 de julio de 2007. Los precios en MIBEL se determinan a través de un mecanismo de market-splitting. Es decir, cuando la capacidad de interconexión entre España y Portugal no está conges-tionada, se determina un único precio spot para los dos países en función de las ofertas hechas por los generadores de ambos países y la demanda total a nivel ibérico. Sin embargo, si existen congestiones en las interconexiones entre ambos países, se fija un precio spot en cada país en función de la oferta y la demanda en cada uno (incluyendo las importaciones/exportaciones a cada lado de la frontera).

En la práctica, dada la diferente estructura de costes de los mercados mayoristas de España y Portugal y la capacidad de interconexión (en promedio, 1,1 GW de capacidad de exportación hacia Portugal en 2007), MIBEL ha experimentado la separación de mercados durante una

63. Éste incluye el hecho de que las plantas existentes no recibirán ningún pago por la inversión, mientras que las nuevas plantas recibirán un pago que depende del valor del índice de cobertura en el momento de su incorporación (que con toda seguridad no será constante a lo largo del tiempo).64. Modificaciones recientes en la “garantía de potencia” ya introducían asimetrías explícitas entre la retribución de las distintas tecnologías. Por ejemplo, las centrales térmicas tenían un trato distinto de las hidráulicas, y las nucleares habían perdido su derecho de cobro de la garantía de potencia. Sin embargo, las tecnologías térmicas recibían la misma garantía de potencia, con independencia de su momento de puesta en servicio.




cantidad de tiempo significativa desde julio de 2007. Como veremos en la Sección 5, el precio del mercado spot entre Portugal y España ha diferido en aproximadamente un 80% de las horas durante el período julio-diciembre de 2007, y los precios spot medios de Portugal han sido casi un 25% superiores a los precios españoles en este período. En general, durante todo 2007 la interconexión con Portugal estuvo congestionada en casi el 60% de las horas, y la utilización media de la interconexión fue de aproximadamente el 80%.

Por tanto, mientras que MIBEL ha establecido un mecanismo para la integración entre los mer-cados de España y de Portugal, todavía no se ha alcanzado completamente una integración efectiva entre los dos mercados. Es necesaria una mayor capacidad de interconexión entre los dos sistemas para que se logre una integración total del mercado. La expectativa es también que, con el paso del tiempo, la convergencia de los diseños de mercado entre los dos sistemas (por ejemplo, la armonización del diseño del mercado mayorista y de los mecanismos de pagos por capacidad) debería también llevar a una mayor convergencia en las estructuras de mercado y en el mix de tecnologías, y permitir la creación de un único mercado ibérico efectivo.

Liberalización del mercado minoristaEl tercer elemento importante de las reformas regulatorias recientemente adoptadas en España fue la fijación de un calendario para la liberalización del mercado minorista durante el período 2008-2011. Esta reforma pretende implementar las directivas de la UE de electricidad y gas y alcanzar una liberalización más eficaz de los mercados energéticos minoristas.

En electricidad, se fijó un calendario para la eliminación gradual de las tarifas reguladas y la introducción de Tarifas de Último Recurso (TUR). Estas tarifas representan el precio máximo que puede cobrarse a los consumidores que no eligen un suministrador de electricidad o gas en el mercado liberalizado. El calendario prevé lo siguiente:

Julio de 2008: Desaparición de las principales tarifas reguladas para los consumidores de alta tensión.

Enero de 2009: Desaparición de las tarifas reguladas e introducción de las TUR.

Enero de 2010: Aplicación de las TUR sólo a consumidores de baja tensión.

Enero de 2011: Aplicación de las TUR sólo a consumidores de baja tensión con capacidad infe-rior a 50 kW (principalmente consumidores domésticos).

Según este calendario, la competencia total en el mercado minorista alcanzaría a todos los clien-tes no domésticos en 2011. Esto significaría que la presencia de una tarifa minorista subsidiada no distorsionará más la competencia minorista por estos clientes. No ocurre lo mismo para los



consumidores domésticos, dado que la presencia de una TUR que está por debajo del coste to-davía podría distorsionar la competencia minorista después de 2011.

Para el mercado de gas se ha establecido un calendario de liberalización más rápido:

Julio de 2007: Desaparición de las tarifas minoristas para todos los clientes con presión por encima de 4 bares (básicamente demanda no doméstica).

Enero de 2008: Desaparición de las tarifas reguladas e introducción de las TUR para clientes con presión por debajo de 4 bares.

Julio de 2008: Aplicación de las TUR sólo a consumidores con consumo inferior a 3 GWh/año.

Julio de 2009: Aplicación de las TUR sólo a consumidores con consumo inferior a 2 GWh/ año.

Julio de 2010: Aplicación de las TUR sólo a consumidores con consumo inferior a 1 GWh/ año.

Mientras que en principio este calendario permite una liberalización más rápida del sector del gas en comparación con el sector eléctrico, en la práctica los umbrales de consumo que se han establecido para la aplicación de la TUR implican que la mayor parte del sector residencial de gas será todavía elegible para la TUR en julio de 2010. En ausencia de cambios adicionales de los consumidores hacia el mercado residencial liberalizado de gas hasta 2010, puede esperarse que la TUR se aplique a una proporción significativa de este mercado en el corto y medio plazo.

Las leyes que implementan las directivas europeas también han establecido un organismo de su-pervisión (la Oficina de Cambio de Suministro) encargado de facilitar el proceso de cambio entre suministradores de los clientes en los mercados residenciales de gas y electricidad.

4.3. Acontecimientos recientes, 2006-2007: política de competencia

La “saga” de las OPAS sobre EndesaEl acontecimiento reciente más significativo en el área de control de fusiones en el mercado energético español ha sido el largo proceso alrededor de la adquisición de Endesa. Este proceso se inició con la oferta lanzada por Gas Natural en septiembre de 2005 y terminó recientemente, con la adquisición de Endesa por parte del grupo español Acciona y el incumbente del sector eléctrico italiano Enel, y la finalización de un acuerdo de venta de activos con la empresa alema-na E.On (la cual había previamente hecho una oferta por Endesa).




La Tabla 10 describe las principales características de los tres procesos separados de fusión que han involucrado a Endesa desde finales de 2005. Sólo el primero (la oferta de Gas Natural) estuvo bajo la jurisdicción del gobierno español, el cual autorizó la operación con una serie de condiciones (véa-se más adelante). Las ofertas de E.On y Enel fueron en cambio evaluadas por la Comisión Europea dadas las significativas dimensiones transfronterizas. Bajo el reglamento europeo sobre las fusiones (ECMR), la Comisión Europea tomó la jurisdicción exclusiva para la evaluación de la competencia de estas dos ofertas y no impuso condiciones adicionales más allá de las presentadas por las partes. El regulador del sector español, sin embargo, impuso condiciones adicionales en ambas operaciones, parcialmente relacionadas con cuestiones de seguridad energética. Estas condiciones fueron im-puestas bajo la “Función 14” de la CNE, ampliada por el gobierno español en febrero de 200665. El Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas (TJCE), a petición de la Comisión Europea, exami-nó las condiciones impuestas sobre E.On y encontró que estas condiciones violaban la ley europea, como se resume en la Tabla 10. En otra sentencia, de julio de 2008, el TJCE también encontró que la “Función 14” de la CNE violaba el derecho comunitario y que no era proporcional al objetivo de asegurar la seguridad en el suministro energético66.

El conflicto del TJCE con la CNE por las decisiones en relación con la oferta de Endesa por parte de E.On continuó con la oferta de Enel/Acciona, ilustrando la tensión potencial entre un gobierno nacional, tratando de proteger la seguridad energética y las empresas na-cionales, y las empresas extranjeras estatales (o empresas con protección estatal) que están involucradas en la adquisición de las empresas nacionales. Las empresas estatales no están sujetas al mercado para el control corporativo y tienden a ser menos eficientes (aunque esto depende del grado de competencia en el mercado). La paradoja potencial es que un país como España puede privatizar una empresa como Endesa, supuestamente por razones de efi-ciencia, y encontrarse más tarde con que ésta puede volver –al menos parcialmente- a manos públicas extranjeras. Todo esto puede ocurrir sin que se viole la ley de competencia europea, dado que el Tratado de la CE no tiene en cuenta las formas de propiedad de las empresas, en relación al control de fusiones. El terreno de juego para el control corporativo en el mercado europeo puede estar distorsionado por la presencia de empresas de propiedad estatal. Esto se debe a que las empresas estatales no pueden ser adquiridas, y a que pueden tener objetivos distintos al de la maximización de beneficio y además presentar un conflicto de interés en los sectores regulados (puesto que el sector público se encuentra en ambos lados de la relación entre el regulador y la empresa regulada).

65. La “Función 14” permite a la CNE autorizar adquisiciones de activos en la industria energética española (también por empresas extranjeras sin presencia en España) e imponer condiciones para mantener una serie de objetivos, incluyendo la seguridad en el suministro energético.66. En septiembre de 2008, la CNE decidió no aplicar la “Función 14” de su mandato a la fusión entre Gas Natural y Unión Fenosa, debido a la sentencia del TJCE.



Tabla 10: Descripción de las OPAS sobre Endesa

OperaciónFecha de anuncio/

oferta

Fecha de aprobación por la autoridad de

competenciaMedidas correctivas

Gas Natural/Endesa

Septiembre de 2005

Febrero de 2006

(Consejo de Ministros de España)

El gobierno español impuso varias condiciones para evitar una reducción de la competencia,

véase tabla más abajo.

E.On/Endesa Febrero de 2006Abril de 2006

(Comisión Europea)

La Comisión Europea no impuso medidas.

La CNE impuso inicialmente condiciones significativas (julio de 2006), incluyendo

desinversiones de activos. Las condiciones de la CNE se redujeron posteriormente (noviembre

de 2006).

La Comisión Europea remitió el caso al TJCE, quien en marzo de 2008 encontró que las condiciones impuestas por la CNE bajo la “Función 14” eran contrarias al derecho

comunitario.

Enel/Acciona/Endesa

Marzo de 2007

Julio de 2007 y junio de 2008*

(Comisión Europea)

La operación incluye la venta de Viesgo y de activos de generación adicionales hasta 1,4 GW

a E.On**.

La Comisión Europea no impuso condiciones adicionales.

La CNE impuso condiciones adicionales en julio de 2007. La Comisión Europea inició un proceso de incumplimiento contra estas

medidas.

* La operación fue otra vez aprobada en junio de 2008 debido a los cambios en las desinversiones acordadas con E.On.** Estos activos incluyen: Los Barrios (570 MW), Tarragona 1 (400 MW) y derechos sobre energía nuclear (hasta 450 MW).

Mientras que las ofertas de E.On y Enel/Acciona dieron lugar a cuestiones jurisdiccionales im-portantes sobre la aplicación de la política de competencia en el sector energético europeo (como se mencionó anteriormente), las cuestiones de competencia más interesantes surgieron en rea-lidad con la primera oferta por Endesa por parte de Gas Natural. Esta fusión, de producirse, hubiera unido a las mayores empresas de gas y electricidad de España y hubiera generado varios problemas de competencia, tanto de naturaleza horizontal como vertical.

Los compromisos que fueron inicialmente propuestos por Gas Natural, y aquellos que finalmen-te fueron impuestos por el gobierno español, se resumen en la Tabla 11.




Tabla 11: Remedios clave en la fusión propuesta entre Gas Natural/Endesa

Problemas de competenciaCompromisos propuestos por Gas

NaturalCondiciones impuestas por el gobierno

español

Efectoshorizontalesenelmercado mayorista de gas.

Desinversión de la participación de Endesa en plantas de GNL.

Las mismas que las propuestas por Gas Natural.

Efectoshorizontalesenel mercado mayorista de electricidad.

Desinversión de 3,1 GW de plantas existentes (sobre todo carbón) a

Iberdrola.

Desinversión de 1,2 GW de proyectos de ciclo combinado (0,8

GW a Iberdrola).

Desinversión de 4,3 GW de plantas existentes, incluyendo al menos 1,2 GW de generación retirable (ciclo combinado

o hidráulica).

Adquisición por parte de Iberdrola sujeta a una evaluación separada de la

competencia.

Efectoshorizontalesenlosmercados minoristas del gas y la electricidad.

Desinversión de la cartera de clientes liberalizados de gas de Endesa y de

la cartera de clientes liberalizados de electricidad de Gas Natural.

Las mismas que las propuestas por Gas Natural.

Efectoshorizontalesenladistribución de gas.

Desinversión de la red de distribución de gas en Valencia,

Murcia y Madrid (1,2 millones de puntos) a Iberdrola.

Desinversión de las redes de distribución de gas con al menos 1,5 millones de

puntos, creando al menos dos nuevos operadores.

Efectosdecierredemercado. Ninguna.Subastas de gas (incluyendo la venta de los contratos de importación de gas de

Endesa).

Gas Natural había propuesto medidas relativamente amplias, siendo uno de sus compromisos clave que varios de los activos a ser desinvertidos tras la fusión hubieran sido comprados por Iberdrola (el mayor competidor de Endesa en el mercado eléctrico). Esto probablemente hubiera reducido el impacto pro-competitivo del paquete de condiciones propuesto (puesto que aumen-taba los niveles de concentración en relación a si la desinversión hubiera ido a un comprador independiente o menor).

Tras su investigación, la opinión mayoritaria del TDC recomendó que la fusión debía ser blo-queada (a pesar de la posibilidad de aplicar compromisos estructurales a la operación). Sin em-bargo, el gobierno español aprobó la operación en febrero de 2006 sujeta a un paquete revisado de compromisos, que era similar en muchos aspectos al que había sido recomendado por la CNE para solventar los problemas de competencia relacionados con la fusión. Las característi-cas más importantes de las medidas impuestas por el Gobierno se resumen en la Tabla 11. Éstas incluían:



a) La exclusión de Iberdrola como el comprador predefinido de la desinversión de activos. Iber-drola tendría que haber comprado estos activos a través de un procedimiento competitivo aparte, lo cual hubiera presumiblemente resultado en remedios adicionales (o la prohibición de Iberdrola como comprador adecuado) para preservar la efectividad del paquete original de medidas.

b) El aumento en el tamaño del paquete de desinversión para el mercado de generación (de 3,1 a 4,3 GW de las plantas existentes) y la condición adicional de que 1,2 GW de estas desin-versiones tendrían que ser de generación “retirable” (o que fija el precio) para compensar la pérdida de competencia de la cartera de generación de Gas Natural en el segmento del mer-cado mayorista que fija el precio con más frecuencia.

c) La inclusión de un programa de liberalización de gas significativo (aproximadamente hasta un 10% del mercado doméstico en aquel momento), para mitigar posibles efectos de cierre de mercado causados por la relación vertical entre el mercado de gas y el mercado de electri-cidad.

d) La ausencia de una medida estructural que hubiera evitado la creación de situaciones de do-ble incumbencia en los mercados minoristas del gas y de la electricidad en aquellas regiones donde Gas Natural era propietaria de la red de gas y Endesa de la red eléctrica (esto afectaba más notablemente a Andalucía y Cataluña). La única medida propuesta para aliviar las ba-rreras a la entrada creadas por la situación de doble incumbencia fue el establecimiento de una entidad independiente que facilitara a los clientes el cambio de suministrador en las áreas donde la entidad fusionada hubiera sido propietaria de las redes de gas y de electricidad.

Precios excesivos en el mercado eléctrico españolEl segundo acontecimiento reciente importante en política de la competencia en el mercado ener-gético español fue la serie de decisiones tomadas por el TDC (y más tarde por la recién creada Comisión Nacional de Competencia, CNC) sobre precio excesivo en los mercados mayoristas de electricidad. Estos casos son importantes dado que tienden a haber pocos a nivel europeo, donde empresas dominantes son multadas por fijar precios excesivos (esto es, fijar precios que son vistos como “demasiado altos” en relación a los competitivos). Por tanto, estos casos pueden crear un precedente importante (al menos en el sector energético).

Estas decisiones se refieren al mercado mayorista para la resolución de las restricciones en el mercado mayorista de la electricidad. Este mercado es operado por el operador del sistema de transporte (REE) después del mercado diario para resolver las congestiones en la red de trans-porte. En este mercado, la REE identifica las restricciones en la red de transporte que pueden afectar al programa resultante del mercado diario y acepta las ofertas de las plantas que son necesarias para resolverlas (es decir, plantas que están localizadas en las áreas congestionadas, pero cuyas ofertas no fueron aceptadas en el mercado diario). Hasta mediados de 2005, a las




plantas que producían en el mercado de las restricciones técnicas se les solía pagar la oferta que habían hecho en el mercado diario. Esta regla cambió posteriormente y las plantas pueden ahora cambiar sus ofertas para las restricciones técnicas.

En sus cuatro decisiones durante el período 2006-2008, el TDC/CNC encontró que tres ope-radoras (Viesgo en la primera decisión, Iberdrola en la segunda y tercera, y Gas Natural en la cuarta) habían abusado de su posición de dominio en el mercado de las restricciones técnicas fijando precios excesivos en sus ofertas. La Tabla 12 presenta los detalles de estos cuatro casos. Como se observa, las decisiones hacen referencia al período entre diciembre de 2002 y febrero de 2005, antes de que cambiara el diseño de mercado para las restricciones.

Tabla 12: Resumen de los casos de precios excesivos en el mercado eléctrico de restricciones técnicas, 2006-2008

Caso ResultadoPeríodo

examinadoConclusiones principales

TDC, diciembre 2006

Viesgo multada con €2,5 millones

Febrero 2002- mayo

2003

“Autoexclusión” del mercado diario a través de ofertas elevadas dentro del período específico (finales de diciembre – finales de febrero).

Ofertas muy por encima de los costes revelados.

Cambios de las ofertas entre los períodos examinados.

Precios excesivos de las plantas de Viesgo durante 14 días del período examinado.

TDC, marzo 2007

Iberdrola multada con €39 millones

Diciembre 2002-

diciembre 2003

“Autoexclusión” del mercado diario cuando el precio es bajo (diciembre 2002 – mayo 2003; noviembre – diciembre 2003).

Ofertas por encima de los costes revelados (márgenes de 40-120%) durante los períodos de autoexclusión.

La salida del mercado diario permite a Iberdrola preservar o aumentar sus ingresos medios.

No acepta que el coste técnico de despachar es mayor que el coste revelado, y tampoco que los precios intradiarios sean menores que los costes.

La estrategia de autoexclusión es abusiva.

CNC, febrero2008

Iberdrola multada

con €15,4 millones

Julio 2004 – febrero

2005

“Autoexclusión” del mercado diario de Castellón 3.

Ofertas elevadas distorsionan el resultado del mercado diario.

No existe justificación objetiva para las ofertas elevadas.


CNC, abril 2008

Gas Natural multada con €1,5 millones

Enero-junio 2004

“Autoexclusión” del mercado diario de San Roque 1.

Falta de justificación objetiva por las ofertas superiores a los precios de mercado.


Fuente: TDC/CNC.



Todas estas decisiones de abuso se basan principalmente en el concepto de “autoexclusión” del principal mercado diario de las plantas que son posteriormente llamadas para producir y así resolver las restricciones. La autoridad de la competencia encontró abusiva esta autoexclusión, dado que en el mercado de las restricciones la demanda enfrentada por las plantas era prácti-camente inelástica (es decir, gracias a su ubicación geográfica, las plantas sabían con suficiente certeza que ellas serían requeridas para producir). Esto, a su vez, permitió a los generadores hacer ofertas muy por encima de sus costes y de los precios spot existentes, obteniendo por tanto beneficios excesivos.

Sin embargo, lo notable de estos períodos de “abuso” identificados por la autoridad de la com-petencia española es que éstos se producían en períodos típicamente caracterizados por precios spot bajos (los precios fueron bajos, por ejemplo, durante finales de 2002 y hasta finales de 2003). De acuerdo con algunos de los datos de costes usados en estas decisiones, los precios del mercado diario no eran suficientes para cubrir los costes variables de las plantas en cuestión durante algunos de los períodos de abuso. Por tanto, estas plantas fueron excluidas del merca-do diario, pero fueron a veces requeridas para resolver restricciones. Esto es consistente con el papel principal del mercado en la resolución de restricciones técnicas, el cual está diseñado para permitir al operador del sistema utilizar plantas de generación que son demasiado caras para ser despachadas en el mercado diario (que no tiene en cuenta las restricciones técnicas), pero que son de hecho necesarias para resolver estas restricciones.

La “autoexclusión” del mercado diario, por tanto, no puede ser vista como un abuso en sí mis-mo67. Sin embargo, los generadores pueden todavía estar en posición de abusar de su posición de dominio en el mercado de restricciones técnicas haciendo ofertas muy por encima del coste total de ofrecer el servicio. El poder de mercado es probable en esta situación (dada la naturaleza de las congestiones en la red de transporte), y las fuerzas del mercado pueden no ser capaces de limitar el potencial abuso de este poder de mercado.

Sin embargo, la medición del coste en el que incurre una planta llamada a solucionar las res-tricciones, con el propósito de establecer si está cobrando un precio excesivo, no es fácil. A una planta que es requerida en el mercado de las restricciones, normalmente se le pide que produzca durante un número limitado de horas en un día dado, y ésta busca recuperar su coste global de operación (incluyendo los costes de arranque o las pérdidas en el mercado intradiario para evitar el arranque) usando las ofertas aceptadas por el operador del sistema en el mercado de las restricciones. Por tanto, el que se observen ofertas relativamente altas para las restricciones técnicas (en relación con los precios spot existentes o los costes variables) no es suficiente por sí solo para determinar si ha habido abuso. Esto puede ilustrarse con los datos utilizados por el TDC en su decisión sobre Iberdrola de marzo de 2007, que se representan en la Figura 19. Los datos muestran, para cuatro períodos diferentes, las ofertas medias realizadas por Castellón 3

67. De manera similar, ofertar por encima de los costes marginales en una situación donde las ofertas determinan la remuneración recibida por una planta (es decir, una subasta discriminatoria) y en presencia de costes fijos, no es evidencia suficiente de precio excesivo.




(una planta de ciclo combinado propiedad de Iberdrola) en el mercado diario68, sus ingresos me-dios (incluyendo los ingresos en los mercados de restricciones técnicas e intradiario), los precios del mercado diario y los costes variables revelados por la planta y usados por el TDC. El TDC encontró que la planta abusó de su poder de mercado en el segundo y en el cuarto período, dado que sus ofertas en el mercado diario estaban muy por encima de sus costes y también por encima de los precios del mercado diario. Sin embargo, como muestra la Figura, estas ofertas fueron observadas en un período en el que los precios spot eran bajos, y muy por debajo del coste varia-ble atribuido a la planta. Además, mientras que las ofertas de la planta eran relativamente altas (50-60 €/MWh), los ingresos medios reales obtenidos por la misma fueron significativamente menores durante los dos períodos (41-44 €/MWh), y sólo marginalmente superiores al nivel de los costes revelados69. En estas circunstancias, una sentencia de abuso en términos de precios excesivos parece cuestionable.

Figura 19: Ofertas, ingresos y costes de Castellón 3 (Iberdrola), examinados en el primer caso de Iberdrola (marzo 2007)

Fuente: TDC.

Los casos de precios excesivos considerados por el TDC/CNC desde finales de 2006 ponen de ma-nifiesto que demostrar la existencia de precios abusivos en el mercado energético es una tarea po-tencialmente muy compleja y sujeta a varias dificultades. También revelan los límites de la aplica-

68. Dadas las reglas del mercado vigentes por entonces, éstas son las mismas ofertas usadas para la resolución de las restricciones.69. Los ingresos medios para la planta estuvieron presumiblemente por debajo de sus ofertas debido a los menores ingresos obtenidos por la planta en el mercado intradiario para alcanzar un perfil de producción técnicamente posible.



ción ex-post de la política de la competencia para tratar algunos de los problemas estructurales que afectan a los mercados de energía (tales como la existencia de restricciones en la red de transporte y más generalmente el poder de mercado)70. En casos como éste, la aplicación ex-ante de una solución regulatoria bien diseñada (por ejemplo, estableciendo un precio regulado, como es el caso en varios mercados de generación de Estados Unidos en la forma de contratos con los operadores de los sistemas de transporte) puede ser superior a confiar en mecanismos de mercados y en la aplicación ex-post de la ley de la competencia.

70. Véase Hellwig (2008) para una discusión general de la aplicabilidad de casos de abuso de posición de dominio en mercados de generación de electricidad.


Evolución reciente de los mercados del gas y la electricidad en España


5. Evolución reciente de los mercados del gas y la electricidad en España

Esta sección del informe ofrece una revisión de la evolución reciente de los mercados del gas y la electricidad en España. Se utilizan datos públicos, incluyendo datos del último año completo (2007). En primer lugar se analizan los mercados mayoristas del gas y la electricidad, y más tarde los mercados minoristas.

El análisis de las condiciones de competencia contenido en esta sección del informe se basa en datos publicados por el regulador del sector energético (CNE), los operadores del sistema de transporte del gas y la electricidad (Enagás y REE) y las propias empresas. La mayor parte de estos datos hacen referencia a las cuotas de mercado de cada empresa en varios mercados del gas y la electricidad y nos permiten construir indicadores bastante fiables de concentración en cada mercado. Sin embargo, los indicadores de cuota de mercado y de concentración son medidas inevitablemente imperfectas de las condiciones de competencia, puesto que no incorporan información acerca de las condiciones reales ofrecidas a los consumidores (por ejemplo, en relación al precio y la calidad del servicio). Por tanto, estas medidas sólo pueden ser utilizadas como una primera aproximación a los problemas potenciales de la competencia (como normalmente se hace en los casos de defensa de la competencia y de control de fusiones llevados a cabo por las autoridades de la competencia) más que para llegar a conclusiones definitivas sobre el grado de competencia en el mercado. Sin embargo, dentro de las res-tricciones de disponibilidad de datos presente en los mercados españoles del gas y la electricidad (las cuales son comunes a otros mercados energéticos europeos), creemos que el análisis de indicadores de concentración contenido en este informe puede ser útil para entender la evolución reciente de la competencia en España y ubicarla en el contexto más amplio de la industria energética europea.

5.1. Mercado mayorista del gas

El sector mayorista del gas en España ha experimentado un período de cambios radicales en los últimos años. Estos cambios han estado motivados por el rápido crecimiento de las importaciones



de GNL, junto a un aumento significativo de la demanda de gas por parte del sector eléctrico. Como resultado de estos acontecimientos, España tiene acceso a una cartera bastante diversificada de fuentes de importación de gas en comparación con otros países europeos. Por otra parte, la falta de producción nacional de gas hace que España dependa por completo de las importaciones de gas para su consumo, y que esté totalmente expuesta a las variaciones de los precios mayoristas internacionales del gas71.

La estructura del mercado mayorista del gas en EspañaLa Figura 20 muestra la estructura del mercado del gas en España. España depende prácticamente por completo del gas importado para su consumo. Las fuentes de importación de gas en 2007 fue-ron dos: gasoductos provenientes de Argelia y Noruega, y GNL proveniente de seis países (donde, en el año 2007, Nigeria fue el de mayor importancia). El GNL es regasificado en seis terminales de GNL en el territorio español. Las importaciones a través de gasoducto y de GNL aprovisionaron a un mercado nacional de gas de aproximadamente 410 TWh en 2007 (unos 35 bcm). Como veremos con más detalle en la Sección 5.3, la mayor parte del mercado minorista es servido en base a precios de mercado, con una pequeña proporción (principalmente en el mercado residencial) que todavía se basa en tarifas reguladas. Un componente importante de la demanda total de gas (más de un tercio) corresponde a la demanda de gas del sector eléctrico para la generación de ciclo combinado (para más detalles sobre la demanda de gas del sector eléctrico, véase Sección 5.3).

Figura 20: Flujos en el mercado español del gas (números entre paréntesis en TWh)

Fuente: Enagás.* Excluye gas en tránsito a terceros países, producción doméstica y flujos de almacenamiento doméstico.

71. En el Anexo 2 del informe se incluye un mapa del merc ado mayorista de gas en España.




Tendencias en GNL versus gasoductosLas importaciones de GNL han crecido a una tasa muy rápida en los últimos años, aumentando cuatro veces entre 1998 y 2007, y cubriendo más del 80% del crecimiento de la demanda total de importaciones de gas durante este período. Esta tendencia se muestra en la Figura 21. El GNL actualmente representa cerca de un 70% de las importaciones totales de gas de España. Como vimos en la Sección 3, esta proporción es mucho mayor que la correspondiente a otros grandes países europeos. A nivel de la UE15, el GNL representó sólo el 12% del consumo total y el 20% de las importaciones de países fuera de la UE. La Figura 21 también muestra que las importacio-nes totales de gas de España aumentaron más de 2,5 veces entre 1998 y 2007.

Figura 21: Tendencias en importaciones de gasoductos y GNL, 1998-2007, TWh

Fuente: CNE, Enagás.

Mix de importaciones de gasEl crecimiento del GNL en España ha diversificado su mix de importación en los últimos años. Esto se debe a que el GNL puede ser transportado de manera económica para distancias mayo-res que los gasoductos y, por tanto, tienen un mayor alcance global. A pesar de esta tendencia, Argelia continúa siendo el principal suministrador de gas a España, con una cuota total superior al 35% en 2007 (incluyendo tanto exportaciones a través de gasoducto como GNL), tal como ilustra la Figura 22. Los siguientes cuatro mayores exportadores (Nigeria, Qatar/Omán, Egip-to y Trinidad y Tobago), sin embargo, suministran sólo GNL. Los seis mayores exportadores cubren casi la totalidad de las importaciones de España. Mientras que esto representa un mix de importación más diversificado que en otros países europeos (algunos de los cuales depen-



den considerablemente del gas ruso), los flujos de importación de gas de España están todavía relativamente concentrados. Sin embargo, la dependencia de España de las fuentes de GNL le da mayor flexibilidad en la obtención de gas en comparación con otros países que dependen en mayor medida del gas importado por gasoductos. Las cuotas de importación variaron entre 2006 y 2007, siendo el cambio más notorio el aumento de las importaciones provenientes de los dos mayores exportadores de gas (Argelia y Nigeria), y una correspondiente reducción en las importaciones provenientes del Golfo y de Trinidad y Tobago.

Infraestructura doméstica de gasEn España, los puntos clave de entrada de gas a través de gasoducto son: Tarifa (que importa gas de Argelia) y Larrau (que importa gas de Noruega). Existen actualmente seis terminales de GNL en España. La importancia relativa de estos puntos de entrada en 2006 y 2007 se resume en la Figura 22. La infraestructura de importación más importante es el punto de entrada de gas en Tarifa (que representa un cuarto de todas las importaciones). La terminal de GNL en Barcelona fue la mayor importadora de GNL en 2007, seguida de Sagunto, Huelva, Bilbao y Cartagena. Las importaciones a través de Mugardos fueron relativamente limitadas debido a que es una terminal que comenzó a operar comercialmente a finales de 2007.

Figura 22: Cuotas de importación de gas hacia España por país exportador, 2006-2007

Fuente: Enagás.




Figura 23: Cuota de flujos de gas en los puntos de entrada de GNL y gasoductos

Fuente: Enagás.

La Tabla 13 resume algunas de las características clave de las seis terminales de GNL actualmen-te en funcionamiento en España. Las tres terminales más antiguas y más grandes (en términos de capacidad) son propiedad de Enagás, el operador del sistema que también es propietario de la mayor parte de la red de transporte. Las terminales de GNL de Enagás tienen un factor de carga (o porcentaje de capacidad utilizado durante el año) menor que el de las dos terminales independientes en Bilbao y Sagunto. Tres de las empresas incumbentes de electricidad (Iberdrola, Endesa y Unión Fenosa) tienen importantes participaciones en las tres terminales independientes de GNL, lo cual refleja que éstas son fuentes importantes de gas para la generación a través de ciclos combinados en el sector eléctrico. La capacidad total de regasificación de GNL fue aproxi-madamente de 57 bcm a finales de 2007 en España. De acuerdo con los datos de la Comisión Europea (publicados en la Sector Inquiry), esta cifra representó más de un tercio de la capacidad total de GNL en funcionamiento y bajo construcción a nivel de la UE25 a finales de 2006.



Tabla 13: Terminales de GNL en España

Terminal GNL

PropietarioAño de

incorporaciónProducción

2007 (TWh)Capacidad 2007

(TWh)Factor

de carga

Barcelona Enagás 1969 70 178 39%

Huelva Enagás 1988 58 147 40%

Cartagena Enagás 1989 38 131 29%

BilbaoBahía de Bizkaia Gas

(25% Iberdrola)2003 45 85 53%

Sagunto

SAGGAS (42% Unión Fenosa, 30%

Iberdrola, 20% Endesa)

2006 59 82 72%

MugardosReganosa (21%

Endesa, 21% Unión Fenosa)

2007 9 43 21%

Total (TWh) 279 666 42%

Total (bcm) 24 57 42%

Fuente: Enagás.

Las otras instalaciones importantes de infraestructura de gas en España son los almacenamientos subterráneos. Sólo existen dos instalaciones de este tipo en España, en Gaviota y en Serrablo, y am-bas están gestionadas por Enagás. Estas instalaciones tienen una capacidad de almacenamiento de gas muy limitada en relación al tamaño total del mercado español. La capacidad total de almacena-miento en estas instalaciones (incluyendo sólo el gas utilizable) es de aproximadamente 27,5 TWh72, en un mercado global superior a los 400 TWh. Las entradas y las salidas de estos almacenamientos durante el año 2007 fueron, respectivamente, de 9 y 13 TWh, contribuyendo por tanto de manera limitada a la flexibilidad del sistema global. Las terminales de GNL y las importaciones desempeñan un papel complementario importante en la provisión de flexibilidad en el mercado. La capacidad de almacenamiento de las seis terminales de GNL fue aproximadamente de 15 TWh a finales de 2007. El almacenamiento de GNL es sin embargo menos eficaz que el almacenamiento subterráneo, puesto que las entradas de gas sólo pueden ir en una dirección (es decir, desde el depósito a la red de alta presión).

El crecimiento de la infraestructura de GNL y de las importaciones en España también está contribuyendo al desarrollo del comercio doméstico de gas. En 2007, el volumen de gas co-mercializado over the counter (OTC) representó cerca del 110% del consumo total de gas (de

72. CNE, “Informe marco sobre la demanda de energía eléctrica y gas natural, y su cobertura, 2007”, enero de 2008.




acuerdo con datos publicados por la CNE). Este porcentaje aumentó más en los primeros meses de 2008. La mayor parte de estos volúmenes fueron comercializados en las seis plantas de GNL. Esta actividad comercial está contribuyendo a la flexibilidad del sistema. La falta de un precio mayorista de gas transparente, sin embargo, está probablemente limitando la eficacia de la ges-tión del riesgo en el mercado del gas.

Cuotas de importaciones de gas por empresaGas Natural continúa siendo el mayor importador de gas mayorista de España. Los datos sobre im-portaciones de gas publicados por la CNE cuando analizó la fusión entre Gas Natural/Endesa73, mos-traron que Gas Natural importó 230 TWh de gas para España en 2004, lo que equivalía a más del 70% de la demanda minorista total de gas en España en ese momento. Las importaciones de gas de Gas Natural incluían el gas suministrado a Enagás para el mercado de gas regulado (a través de los contratos de gasoductos del Magreb), y también el gas suministrado a otras empresas minoristas de energía (más notablemente a Iberdrola y a Bahía de Bizkaia Electricidad) que estaban activas en el mercado liberalizado de gas. El segundo mayor importador de gas en 2004 fue Iberdrola (con una cuota de 8,3%), seguido de BP (5,7%) y de Unión Fenosa Gas (4,2%).

Los volúmenes de gas importados por empresa no se hallan públicamente disponibles al mismo nivel de detalle para años más recientes. Sin embargo, los datos publicados por Gas Natural en su informe anual de 2007 indican que esta empresa importó 246 TWh de gas para España en 2007, equivalente al 60% del consumo total de gas. De esta cantidad, 33 TWh se destinaron a suministrar a otras compañías energéticas para sus propias ventas minoristas en el mercado libe-ralizado, y 45 TWh al mercado regulado. Mientras que el nivel absoluto de aprovisionamiento de gas por parte de Gas Natural aumentó en el período 2004-2007, su cuota de mercado cayó, debido al aumento en el tamaño del mercado y al hecho de que algunos generadores (principal-mente Iberdrola y Unión Fenosa) importaron directamente gas para sus plantas. Se estima que sólo el crecimiento en el consumo de gas de los ciclos combinados de Iberdrola y Unión Fenosa representa el 50% del incremento de las ventas no representadas por Gas Natural durante este período.

Precios mayoristas del gasLa dependencia casi total de España del gas importado significa que los precios mayoristas del gas están determinados por el mercado internacional del gas, más que a través de la interacción de fuerzas competitivas domésticas. Esto expone a los consumidores de gas en España a grandes variaciones en los precios mayoristas del gas, la mayoría de las cuales pueden ser explicadas por los cambios en los precios internacionales del petróleo (por las razones expuestas en la Sección 3). Mientras que la competencia internacional gas-to-gas podría surgir en el futuro (especial-

73. CNE, “Informe de la CNE sobre el proyecto de concentración consistente en la adquisición del control de Endesa S.A. por parte de Gas Natural SDG, S.A. mediante oferta pública de adquisición de acciones”, diciembre de 2005, pág. 137.



mente en relación al mercado de GNL que es el que se encuentra más fragmentado), este tipo de competencia todavía tiene que ocurrir a gran escala.

La Figura 24 muestra las tendencias recientes en los precios de las importaciones de gas en Es-paña expresadas en Euros/MWh. Esta tendencia ha seguido de cerca los patrones observados en el mercado internacional del gas. Como se observa en la Figura, los costes de importación del GNL han estado algo por debajo de los costes de gas por gasoducto (al menos en base a los datos provenientes de la International Energy Agency, IEA), pero las tendencias en el tiempo son muy similares.

Figura 24: Precios de las importaciones de gas hacia España (€/MWh)

Fuente: OCDE/IEA.

Una de las tendencias recientes más notorias que se puede observar en la Figura 24 es el au-mento brusco de los precios de las importaciones de gas en España en 2005 y 2006. Este com-portamiento se invierte parcialmente durante el año 2007 (debido al menor aumento de los precios del petróleo durante 2006 y a la apreciación del euro), pero se reanuda de forma más dramática durante la primera mitad de 2008. El precio spot en los mayores mercados europeos de intercambio de gas (Reino Unido, Bélgica y Países Bajos) estuvo por encima de €25/MWh a mediados de 2008. Los contratos futuros para finales de 2008 se comerciaron a precios aún mayores (entre 35-40 €/MWh) a mediados de 2008, debido a los precios excepcionalmente




altos del petróleo (los cuales, sin embargo, cayeron drásticamente desde entonces)74. Los precios internacionales del gas entran directamente en los precios del gas importado en España, tanto para gasoducto como para el GNL. Como veremos en la próxima subsección de este informe, esto tiene importantes implicaciones para el sector eléctrico, debido a la creciente dependencia del gas para generación.

Nueva infraestructura de gasExisten varios proyectos de nueva infraestructura de gas en España planeados para un futuro cercano. El principal proyecto de gasoducto es el de Medgaz, que conectará España y Argelia. De acuerdo con la última información publicada por la CNE (en agosto de 2008), se planea que Medgaz entre en funcionamiento a mediados de 2009, con una capacidad inicial de 8 bcm (equivalente a cerca de un cuarto de la demanda total de gas en 2007). A pesar de la próxima entrada de Medgaz, la CNE no prevé un aumento significativo de la dependencia relativa del gas argelino en el futuro, parcialmente debido al crecimiento de la demanda y al de otras fuentes de importaciones75. De acuerdo con las proyecciones de la CNE, el gas argelino podría representar el 35% de la demanda total en 2009 y el 37% en 2011 (ligeramente superior a los niveles ob-servados en 2007)76.

También hay planeadas instalaciones adicionales de GNL para el período 2008-2012. Las más inminentes son las ampliaciones en las plantas de Barcelona, Cartegena y Sagunto, que según las últimas proyecciones hechas por la CNE en mayo de 2008 incrementarían la capacidad total del sistema en 850.000 m3(n)/hora o 7,4 bcm por año (un incremento aproximadamente del 13%) para finales de 2010. La expansión planeada de la terminal de Bilbao, y las nuevas plantas de GNL en El Musel, Tenerife y Las Palmas de Gran Canaria podrían incrementar la capacidad total en otros 1.620.000 m3(n)/hora o 14,1 bcm por año a finales de 2012 (llevando a un incre-mento acumulado de la capacidad de GNL cercano al 40% con respecto al año 2007).

En España están planeados también un número adicional de proyectos de almacenamiento de gas (en Marismas, Poseidon, Yela y Castor, y expansiones en Gaviota). En términos agregados, estos pro-yectos aumentarían significativamente la capacidad de almacenamiento de España. Sin embargo, la CNE ha informado recientemente que todos estos proyectos están sufriendo retrasos importantes y que no habrá capacidad adicional disponible antes de finales de 201077. Esta cuestión es crítica en un sistema como el español, el cual depende enteramente del gas importado y tiene, actualmente, una capacidad doméstica de almacenamiento muy limitada.

74. Véase CNE, “Informe 24/2008”, 25 de junio de 2008.75. Véase CNE, “Informe marco sobre la demanda de energía eléctrica y gas natural, y su cobertura, 2007”, enero de 2008.76. Una dependencia creciente del gas argelino puede plantear la cuestión de si a Sonatrach (el productor argelino de gas) debería per-mitírsele la entrada en el mercado minorista español de gas, por temor a posibles efectos de cierre de mercado. Sin embargo, el cierre de mercado a competidores parece improbable, puesto que una parte significativa del mercado no es suministrada por Sonatrach y porque, al menos inicialmente, Sonatrach tendría una posición aguas abajo muy reducida (que reduciría los incentivos potenciales a cerrar el mercado a los aprovisionadores minoristas rivales).77. Véase CNE, “Décimo informe semestral de seguimiento de las infraestructuras referidas en el informe marco sobre la demanda de energía eléctrica y de gas natural y su cobertura”, mayo de 2008.



5.2. Mercado mayorista de electricidad

Esta subsección del informe ofrece una revisión de los acontecimientos más importantes ocurri-dos en el mercado mayorista de electricidad español (e ibérico) durante el período 2004-2007. Comentaremos la evolución de la capacidad y el mix de producción, las cuotas de mercado por empresa y otros indicadores de poder de mercado, la evolución de los precios mayoristas y cos-tes, y las nuevas inversiones en el sector.

5.2.1. Crecimiento de la demandaUna de las características más notorias de la reciente evolución del mercado eléctrico español ha sido el alto nivel de crecimiento de la demanda experimentado desde la liberalización del sector. Durante el período 1997-2006, el consumo total de electricidad en España creció un 60%. Esta cifra está muy por encima del nivel de crecimiento medio del 20% de la UE15, y es mucho mayor que el crecimiento experimentado en cualquiera de los países de la UE15 (véase Figura 25). Un nivel tan elevado de crecimiento ha requerido una cantidad considerable de nueva capacidad de generación, como ilustramos más adelante. La REE también indica que en los últimos cuatro años (2004-2007), el crecimiento acumulado de la demanda de electricidad en España se situó justo por debajo del 15%, muy superior al de los principales países europeos (por ejemplo, el crecimiento en Francia, Alemania e Italia estuvo en el rango 2-6%).

Figura 25: Crecimiento en el consumo de electricidad, 1997-2006, EU15





5.2.2. Capacidad actual y mix de producción

Niveles totales y evoluciónLa capacidad de generación total instalada en la península española alcanzó los 86 GW a finales de 2007, por encima de los menos de 70 GW de 2004. La mayor parte de este crecimiento se debió a nuevas CCGT, que aumentaron de 8 GW a 21 GW durante este período (un aumento de más del 150%) y a la generación eólica (que aumentó de 8,4 GW a casi 14 GW). Este creci-miento fue parcialmente compensado por el cierre de plantas de fuel/gas menos eficientes (redu-ciéndose la capacidad de estas plantas de 7 GW en 2004 a 5 GW en 2007). La Figura 26 resume estas tendencias y también muestra el nivel de demanda punta en el sistema durante este período. La demanda punta fue aproximadamente de 45 GW en 2007, muy por debajo de la capacidad instalada. Sin embargo, la capacidad disponible (definida por la UCTE como reliably available capacity78) se situó en aproximadamente 53 GW (basado en las estimaciones de la UCTE para enero de 2008). Eliminando la carga y la gestión de carga, el nivel de capacidad residual es de 10 GW, el cual todavía está por encima del margen de reserva adecuado calculado por la UCTE de 5,5-7,4 GW79.

Figura 26: Capacidad de generación instalada por tecnología, España peninsular

Fuente: REE.

78. Esta definición tiene en cuenta la disponibilidad efectiva de cada tipo de tecnología de generación.79. Véase UCTE, “System adequacy forecast report 2008-2020”, enero de 2008.



Las Figuras 27 y 28 muestran las cuotas de capacidad instalada y de producción en España du-rante el período 2004-2007. La capacidad de ciclo combinado duplicó su cuota tanto de capaci-dad como de producción durante este período (del 12% al 24%). En términos de producción, la generación de ciclo combinado estuvo justo por detrás de la de carbón en 2007 (representando el 24% de la producción frente al 26% del carbón), pero la ha sobrepasado durante los ocho primeros meses del año 2008 (alcanzando el 33% de producción durante este período). En 2007, la generación eólica representó el 16% de la capacidad, pero sólo el 10% de la producción (de-bido a su bajo factor de carga). Lo mismo sucede con la generación hidráulica y la generación con centrales de fuel/gas. La generación nuclear todavía representa una parte importante de la producción total en España (20% en 2007), a pesar de que esta cuota está disminuyendo con el tiempo debido al incremento de la producción doméstica total.

En conjunto, la generación en régimen especial (incluyendo capacidad eólica, solar, mini-hidráu-lica y cogeneración, entre otras) creció hasta el 28% de la capacidad instalada total a finales de 2007, como resultado de la remuneración favorable pagada a este tipo de generación80. Mien-tras que la mayor parte de la generación en régimen especial es energía eólica, recientemente se ha experimentado un incremento particularmente importante del volumen de generación solar. La capacidad solar aumentó más de cuatro veces entre 2006 y 2007, y se espera que supere los 1.500 MW de capacidad instalada a finales de 2008 (muy por encima del objetivo inicial de 371 MW fijado por el Gobierno). Este crecimiento ha sido impulsado por una retribución generosa para este tipo de energía bajo el Real Decreto 661/2007 (que estuvo en vigencia hasta finales de septiembre de 2008). La remuneración para la capacidad solar futura (por ejemplo, a partir de 2009) se reducirá en un 25% y estará sujeta a cuotas anuales81.

Sin un análisis empírico adecuado de las externalidades positivas asociadas a la generación reno-vable (por ejemplo, en términos de efectos medioambientales, seguridad de suministro energéti-co, I+D y competitividad internacional de las empresas españolas activas en esta área), es difícil evaluar si el rápido incremento en generación renovable observado en España en los últimos años ha sido eficiente. En el futuro es necesario que los subsidios que se pagan a la generación renovable se basen en valoraciones más económicas de sus beneficios sociales, para evitar una falta o exceso de inversión en este tipo de tecnología. Los mecanismos basados en el mercado (por ejemplo, las subastas) también podrían ser usados para obtener más información acerca de los verdaderos costes de generar energía renovable.

80. De acuerdo con los datos publicados por la REE en su revisión anual del mercado eléctrico de 2007, el coste medio de la generación en régimen especial estuvo cerca de los €80/MWh durante el período 2003-2007, casi un 50% por encima del precio mayorista medio para el mismo periodo.81. Véase Real Decreto 1578/2008, aprobado el 26 de septiembre de 2008.




Figura 27: Cuotas de capacidad instalada por tecnología, España peninsular

Fuente: REE.

Figura 28: Cuotas de generación por tecnología, España peninsular

Fuente: REE.



Cobertura de la demanda por tecnologías en 2007La cobertura de la demanda por tecnologías de generación difiere dependiendo de sus costes re-lativos y sus características operacionales. Esto puede ilustrarse para el mercado español en 2007 considerando la curva monótona de carga, que está representada en la Figura 29 (esta curva también se incluyó en la Sección 2 del informe). La curva muestra datos horarios de la demanda total en España (o carga) en 2007, ordenados desde la mayor a la menor demanda horaria del año. La figura también muestra los niveles medios de producción horaria para cada tecnología de generación y en cada decil de la curva de carga (desde el 10% superior de horas al 10% in-ferior). Los niveles de producción horaria para cada tecnología se apilan debajo de la curva de carga en el orden de mérito aproximado existente en 2007, comenzando desde la fuente de gene-ración más barata y menos flexible (nuclear y régimen especial) hasta la más cara (las turbinas de fuel/gas). La generación hidráulica también se muestra en la parte superior de la curva de carga dado que, en tanto que ésta puede ser almacenada (en reservas hidroeléctricas o en plantas de bombeo), este tipo de generación será asignada a las horas más altas de demanda/precio del año. La Figura 29 también incluye una curva monótona de los precios spot, mostrando el precio me-dio observado en el mercado diario en cada decil de la curva de carga. Como debería esperarse, en general existió una relación positiva entre precios y demanda en 2007, reflejando el hecho de que se requiere una generación más cara para cubrir mayores niveles de demanda.

Figura 29: Monótona de demanda en España en 2007, cobertura y precios medios

Fuente: REE, OMEL, cálculos propios.Nota: La duración de los precios spot muestra el precio spot medio en cada decil de carga (desde el 10% superior al 10% inferior). La duración de los niveles de producción por tecnología muestra el nivel horario medio en cada decil de carga.




La Figura 29 también muestra que los niveles de generación nuclear y en régimen especial no estaban positivamente correlacionados con la demanda (a pesar de que la generación en régimen especial es muy volátil alrededor de su media, debido a la volatilidad de la producción eólica). La generación con carbón también se mantuvo bastante constante en el año, mientras que la mayor “flexibilidad” del sistema (es decir, el aumento de la demanda que necesita ser cubierto desde los menores a los mayores niveles de demanda) la dieron el ciclo combinado y la generación hidráulica.

Esto se muestra con mayor precisión con los datos de la Tabla 14. Esta tabla presenta el nivel de ge-neración horario medio de cada tecnología, agrupado por decil de demanda. La demanda horaria total aumentó aproximadamente 17 GW desde el 10% menor de horas al 10% superior durante 2007. Un 45% de este aumento se cubrió con generación de ciclo combinado, y un 19% adicional usando energía hidráulica (las dos cifras son bastante superiores a la cuota de generación total más importaciones de estas dos tecnologías). La generación con carbón fue la única otra tecnología que contribuyó más del 10% de las necesidades de flexibilidad total del sistema en 2007.

Tabla 14: Niveles de generación horaria medios por tecnología en cada decil de la demanda (de mayor a menor), GW, 2007

Decil de demanda

Hidráulica Nuclear CarbónFuel/ Gas

Ciclo combinado

ImportacionesRégimen especial

Demanda doméstica

1º 4,6 6,4 8,8 0,4 11,6 1,0 7,1 38,4

2º 4,5 6,1 8,4 0,3 10,2 0,9 7,0 35,7

3º 4,1 6,0 8,3 0,3 9,5 0,8 7,0 34,2

4º 3,6 5,9 8,2 0,2 8,7 0,8 7,0 32,7

5º 3,4 6,0 8,0 0,2 7,7 0,9 6,7 31,2

6º 2,7 6,0 7,8 0,2 7,2 0,9 6,1 29,0

7º 2,1 6,0 7,5 0,2 6,3 1,0 6,1 26,9

8º 1,9 5,9 7,1 0,2 5,7 1,0 6,0 25,2

9º 1,5 5,9 6,8 0,2 5,2 1,0 5,9 23,6

10º 1,4 5,8 6,4 0,2 3,9 1,1 5,6 21,3

Diferencia entre el 1º y 10º decil (“flexibilidad”)

3,2 0,6 2,4 0,3 7,7 -0,1 1,4 17,2

Flexibilidad total

19% 3% 14% 2% 45% -1% 8% 100%

Generación neta total + importaciones

9% 19% 24% 1% 24% 3% 20%

Fuente: REE, cálculos propios.



5.2.3. Capacidad de generación y producción por empresaLa Tabla 15 y Tabla 16 presentan la posición de las principales empresas en el mercado peninsu-lar español de generación en términos de capacidad instalada y de producción en 2007 (en base a datos del operador del sistema de transporte REE y de los propios informes de las empresas). Iberdrola fue la empresa más grande en términos de capacidad instalada, con 26 GW de capaci-dad instalada. Más de la mitad de esta capacidad correspondió a capacidad hidráulica (9 GW) y de ciclo combinado (cerca de 6 GW). Endesa fue la segunda empresa generadora en términos de capacidad, con casi 22 GW (y considerablemente menos capacidad hidráulica y de ciclo combi-nado que Iberdrola, pero con mayor capacidad de carbón). Unión Fenosa fue la tercera empresa en el mercado español (con más de 9 GW de capacidad), seguida de EDP/HC y Gas Natural, con aproximadamente 4 GW cada una. Los generadores independientes contaron con una capacidad de más de 18 GW, principalmente de régimen especial (más de 14 GW), pero también de manera importante de ciclo combinado (4 GW).

Tabla 15: Capacidad de generación instalada por empresa y tecnología a finales de 2007, España peninsular, régimen ordinario y en régimen especial (GW)

Iberdrola EndesaUnión Fenosa

EDP/ HC/

Gas Natural

Viesgo Otras Total

Carbón 1,2 5,6 2,1 1,5 0,9 11,4

Fuel/gas 1,8 1,9 0,8 0,3 4,8

Ciclo combinado 5,6 2,4 3,5 0,8 3,7 0,8 4,1 21,0

Nuclear 3,3 3,6 0,6 0,2 7,7

Hidráulica 8,8 5,4 1,8 0,4 0,7 17,1

Régimen especial 4,9 2,9 0,4 1,4 0,4 14,2 24,2

TOTAL 25,8 21,7 9,2 4,3 4,0 2,4 18,6 86,2

Cuota de mercado

30% 25% 11% 5% 5% 3% 22% 100%

Fuente: REE, páginas web de las empresas, estimaciones propias.Nota: Excluye los efectos de la operación Enel/Acciona/Endesa que tuvo lugar en 2008.

En términos de producción, el ranking relativo en el mercado difiere dado que Endesa fue clara-mente el mayor generador con 82 TWh en 2007. Esto se debe al relativamente elevado factor de carga alcanzado por sus plantas de carbón y al bajo factor de carga de la capacidad hidráulica de Iberdrola. Iberdrola produjo 68 TWh en 2007, seguida de Unión Fenosa con 36 TWh, y EDP/HC y Gas Natural con aproximadamente 17,5 TWh cada una.




Tabla 16: Producción eléctrica por empresa y tecnología a finales de 2007, España peninsular, régimen ordinario y régimen especial (TWh)

Iberdrola EndesaUnión Fenosa

EDP/HCGas

NaturalViesgo Otras Total

Carbón 7,1 36,6 12,9 10,8 4,5 71,8

Fuel/gas 0,3 0,4 0,3 1,4 2,4

Ciclo combinado

13,8 8,5 14,3 2,0 16,5 0,0 13,1 68,1

Nuclear 23,2 25,8 4,7 1,3 55,1

Hidráulica 14,0 7,1 3,0 0,8 1,0 26,0

Régimen especial

9,4 3,8 1,0 2,7 0,8 38,6 56,3

Total 67,8 82,3 36,1 17,6 17,4 5,5 53,0 279,8

Cuota de mercado

24% 29% 13% 6% 6% 2% 19% 100%

Fuente: REE, páginas web de las empresas, estimaciones propias.Nota: Excluye los efectos de la operación Enel/Acciona/Endesa que tuvo lugar en 2008. Los datos corresponden a generación bruta (es decir, no están netas del consumo de los generadores y la demanda por bombeo).

Las cifras mostradas más arriba no consideran la transferencia de activos de Endesa a E.On/Viesgo que se implementó a mediados de 2008 como resultado del acuerdo entre Enel, Acciona y E.On. Esta transferencia podría reducir la capacidad del régimen ordinario propiedad de Endesa hasta en 1,4 GW82, y su producción en régimen ordinario en 2007 en aproximadamente 10 TWh (reduciendo considerablemente la diferencia con Iberdrola en términos de producción). E.On/Viesgo continuaría siendo la sexta empresa en el mercado español tras la venta de activos, pero estaría muy cerca de EDP/HC y de Gas Natural en términos de capacidad y de producción. La fusión propuesta entre Gas Natural y Unión Fenosa afectaría aún más estas cifras.

5.2.4. Indicadores de competencia en el mercado mayorista de electricidadA continuación analizaremos el comportamiento de algunos de los indicadores estándares que habitualmente se utilizan en los mercados mayoristas de electricidad, para ofrecer una primera aproximación del grado de competencia en el mercado y del poder de mercado potencial. Tales indicadores pueden calcularse según una serie de definiciones de mercado hipotéticas distintas desde la perspectiva del producto y área geográfica. En nuestro análisis de cuotas de mercado y de indicadores de concentración, consideramos cuatro posibles definiciones de mercado:

82. Sin embargo, la inclusión de los activos renovables de Acciona en el grupo de Endesa compensaría en exceso esta reducción en términos de capacidad global (es decir, capacidad incluyendo régimen especial).



- Una definición “amplia” de mercado, que incluye toda la generación en la Península Ibérica y todos los tipos de plantas de generación (régimen ordinario y especial).

- Una definición “restrictiva” de mercado, que excluye Portugal y la generación en régimen especial.

- Dos definiciones intermedias, que añaden, o bien la producción de Portugal, o la generación en régimen especial a la definición restrictiva de mercado.

Dadas las características de la generación en régimen especial (ilustradas más arriba) y el actual nivel de congestión en las interconexiones con Portugal (que se examina más tarde), la definición restricti-va de mercado, que sólo considera la producción del régimen ordinario en España, es posiblemente más adecuada para comprender las condiciones competitivas en el mercado de generación español que las definiciones alternativas (y menos restrictivas)83. En particular, la exclusión de la gene-ración en régimen especial puede ser apropiada para un análisis de poder de mercado, puesto que esta tecnología no es flexible (es decir, no puede responder a un aumento de los precios mayoristas y no puede ser retirada del mercado), no participa de forma significativa en la fija-ción de precios, y actualmente no está relativamente concentrada. Por tanto, su inclusión en la definición de mercado podría sobreestimar las restricciones competitivas a las que se enfrentan los participantes más grandes con capacidad para fijar precios. Esta aproximación es consistente con el estudio llevado a cabo por la CNE en su análisis de la fusión de Gas Natural/Endesa (en diciembre de 2005), donde los indicadores de concentración fueron construidos con respecto a capacidad retirable. Ésta fue definida como capacidad total neta de régimen especial, nuclear y hidráulica fluyente84.

Sin embargo, es importante tener presente que la generación que no es retirable puede afectar la conducta de los generadores que también poseen generación flexible, puesto que ésta contri-buye al tamaño de cualquier ganancia inframarginal que hayan obtenido como resultado de un aumento de los precios. Se necesitaría un modelo de simulación del mercado para evaluar este efecto (para una discusión de estos modelos, véase Cuadro 1). En ausencia de una simulación, es difícil capturar completamente este efecto en base sólo a indicadores de concentración, que son aproximaciones inevitablemente imperfectas de las condiciones de competencia en el mercado.

Como mostraremos más adelante, la exclusión de Portugal de la definición geográfica de merca-do relevante también parece apropiada en base a los datos de 2007, debido a los elevados niveles

83. En algunas horas podrían incluso considerarse definiciones geográficas aún más restrictivas si la red de transporte está congestionada.84. El análisis de la OCDE sobre cuestiones de competencia en el sector de la electricidad (véase OCDE, 2005) también respalda esta definición de mercado relevante en generación eléctrica. Por simplicidad, no eliminamos la energía nuclear y la hidráulica fluyente de la definición restrictiva de mercado que consideramos. Ésta es también la convención en España, que ha tendido a considerar las cuotas de mercado en términos de capacidad ordinaria en el pasado. Esta convención es también práctica, puesto que no hay datos públicamente disponibles sobre energía hidráulica fluyente por empresa. Además, el hecho de que la propiedad de la energía nuclear e hidráulica fluyente está relativamente concentrada implica que la inclusión de estas fuentes de generación en el IHH ofrezca, probablemente, una descripción más realista del grado de poder de mercado (al capturar los incentivos que surgen de la propiedad de mayor producción inframarginal de empresas que también controlan la capacidad que fija el precio).




de congestión de la capacidad de interconexión entre Portugal y España y al hecho de que los precios mayoristas de la electricidad en Portugal han estado significativamente por encima de los precios españoles.

Cuotas de producción e indicadores C2La Figura 30 muestra las cuotas de producción para las cinco mayores empresas en el mercado español de generación en 2007, bajo las cuatro definiciones de mercado presentadas anterior-mente. Las cuotas de las dos mayores empresas (Endesa e Iberdrola) son más altas bajo la defi-nición más restrictiva-“España (régimen ordinario)”- y son las menores según la definición más amplia-“Península Ibérica (total)”-. El líder del mercado en términos de producción (Endesa) tenía una cuota del 35% en 2007 bajo la definición estricta –y cae al 26% bajo la definición amplia. La transferencia de activos a E.On/Viesgo podría disminuir la cuota de Endesa según la definición de mercado “España (régimen ordinario)” al 31% (usando datos de producción para 2007). Como muestran los datos, la posición de EDP/HC crece considerablemente según la de-finición de mercado ibérico, dada su fuerte presencia en Portugal. En un mercado ibérico, EDP/HC se convierte en el tercer generador, por delante de Unión Fenosa y de Gas Natural.

Figura 30: Cuotas de producción eléctrica por empresa, 2007

Fuente: REE, REN, páginas web de las empresas, cálculos propios.



Figura 31: Indicadores C2, producción eléctrica de generación


La Figura 31 muestra la cuota de mercado conjunta de las dos mayores empresas del mercado (el indicador C2) para los últimos cuatro años. Incluso en la definición restrictiva de mercado (que incluye sólo capacidad ordinaria en España), la cuota conjunta de Endesa e Iberdrola cayó del 71% al 61% entre 2004 y 2007 (y del 80% a finales de los años noventa). La causa principal de la reducción del indicador C2 fue la entrada de CCGT con propietarios distintos a los de los dos incumbentes principales –sobre todo aquellas de Unión Fenosa (que ha ganado 3,4 puntos porcentuales en términos de cuota de producción ordinaria desde 2004), Gas Natural (que ha experimentado una ganancia de 4,6 puntos porcentuales desde 2004) y los generadores más pe-queños (que han crecido 3,3 puntos porcentuales desde 2004). Sin embargo, Endesa e Iberdrola todavía controlan una cuota significativa de la generación del régimen ordinario en España.

NivelesdelIHHEl grado de concentración del mercado español de generación también puede ilustrarse a través del IHH (el cual es medido por la suma de los cuadrados de la cuota de mercado de cada participante). Los umbrales estándares, usados por las autoridades de la competencia (por ejemplo, la Comisión Europea, la Office of Fair Trading de Reino Unido y el US Department of Justice), para indicar un mercado altamente concentrado, son de entre 1.800-2.000. Como muestra la Figura 32, el IHH para 2007 permaneció por encima de 2.000 según la definición restrictiva de mercado “España (régimen ordinario)”, pero quedó por debajo de 2.000 según las otras tres definiciones. En términos de capacidad, los IHH fueron mayores en 2007 (por ejemplo, 2.340 en el mercado español para la




generación en régimen ordinario) y permanecieron por encima de 2.000 aun considerando la trans-ferencia de activos de Endesa a E.On/Viesgo, tanto en términos de producción como de capacidad.

Sin embargo, los IHH han caído considerablemente en los últimos cuatro años, principalmente como resultado de la disminución de la cuota conjunta de los dos generadores principales y el co-rrespondiente crecimiento de empresas menores que utilizan generación de ciclo combinado. Como resultado de la entrada de ciclos combinado, el IHH para la producción de ciclo combinado fue en 2007 considerablemente menor que el IHH de la producción ordinaria total (1.600 para ciclo com-binado frente a 2.270 para el total), y las dos empresas principales en este segmento fueron de hecho Unión Fenosa y Gas Natural (es decir, no las mayores empresas en general). Este hecho ha sido positivo para promover la competencia, puesto que el ciclo combinado es un activo relativamente estratégico en el mercado (junto con la generación hidráulica), como lo muestra su contribución a la flexibilidad total del sistema y su papel en la fijación de precios de mercado. Es posible que un mayor nivel de competencia en el margen limite el poder de mercado de los generadores más impor-tantes al hacer más elástica la demanda residual a la cual se enfrentan85.

Figura 32: Niveles del IHH en el mercado de generación, en términos de producción


85. Algunos expertos han argumentado que la concentración en el segmento marginal (o que fija precio) de la curva de oferta total de la indus-tria es importante para entender los resultados globales del mercado. Por ejemplo, Newbery usa el IHH de generación con carbón para ilustrar la presencia de poder de mercado en el mercado británico en los noventa, cuando las plantas de carbón fijaban frecuentemente el precio (véase Newbery, 2005). La OCDE (2005) también presenta un análisis que muestra que la competencia entre las unidades marginales puede tener un impacto significativo sobre los precios de mercado. Las cuotas de mercado de las unidades que fijan precio también son normalmente usadas en los mercados de generación para indicar el potencial para el ejercicio de poder de mercado (por ejemplo, el regulador de Reino Uni-do solía usar esta medida antes de la abolición del pool, y el operador del mercado italiano actualmente utiliza este indicador).



AnálisisdelapivotalidaddelgeneradorEl análisis de pivotalidad en los mercados de generación es a veces empleado como una medida complementaria del poder de mercado, además de los indicadores estructurales más tradiciona-les como el IHH. Este enfoque considera el grado en el cual las mayores empresas en el mercado son pivotales, es decir, son requeridas para cubrir un nivel dado de demanda una vez que se resta la capacidad disponible de todos los demás generadores. La pivotalidad significa, por tanto, que el generador se enfrenta a una demanda residual (definida ésta como la demanda total menos la oferta residual) muy inelástica en algunas horas del año. La Sección 2 de este informe ofrece un análisis más extensivo de los indicadores de poder de mercado (incluyendo medidas de pivotali-dad) en los mercados de generación.

Sin embargo, es importante tener presente que la pivotalidad no es una condición suficiente para el ejercicio de poder de mercado por parte de un generador, puesto que puede que no sea óptimo para la empresa retirar la cantidad de generación requerida para alcanzar la parte inelástica de su curva de demanda residual. Además, tampoco es una condición necesaria para la presencia de poder de mercado, puesto que un generador puede encontrar rentable aumentar sus ofertas por encima de los costes aun cuando su demanda no sea totalmente inelástica.

El Cuadro 4 muestra los resultados de un análisis de pivotalidad realizado para Endesa e Iber-drola en 2006 y 2007, usando la demanda horaria y los datos de generación para España. El análisis muestra que los niveles de pivotalidad fueron relativamente altos en 2006. Éste es, particularmente, el caso para Iberdrola, que fue pivotal cerca del 10% del total de horas de ese año. El valor correspondiente para Endesa fue menor (6,4%), debido a sus menores niveles de capacidad instalada de generación. Sin embargo, en 2007 los niveles de pivotalidad cayeron considerablemente, al 1,5% para Iberdrola y al 1% para Endesa.

La reducción de los niveles de pivotalidad es consistente con la disminución de las medidas de C2 y el IHH resumidas anteriormente. Esto no significa, sin embargo, que el poder de mercado estuvo necesariamente ausente en el mercado español de generación en 2007. Endesa e Iber-drola, en particular, todavía se enfrentarían a una demanda residual moderadamente inelástica también en las horas en las cuales las dos empresas no son pivotales. Esto puede mostrarse, por ejemplo, con referencia al RSI, que representa un indicador alternativo de poder de mercado en los mercados de generación. El RSI mide la oferta residual que enfrenta una empresa como porcentaje de la demanda total en una hora individual. Un índice RSI menor que 100% indica que la empresa es pivotal, esto es, que la capacidad disponible de otros generadores no es sufi-ciente para cubrir la demanda total. Bajos niveles del RSI (por ejemplo, algunos expertos han sugerido un umbral para el RSI de 110%) son todavía consistentes con la presencia de un poder de mercado significativo (véase discusión en la Sección 2). En 2007, el RSI de cada empresa continuó siendo bajo (esto es, por debajo de 110%) para un número moderadamente alto de horas (9% en el caso de Endesa, 11,5% en el caso de Iberdrola).




Cuadro4:AnálisisdepivotalidadparaEndesaeIberdrola,2006-2007

Un modo de calcular un indicador de pivotalidad para una empresa en un período de tiempo dado (por ejem-plo, un año) es calcular la capacidad máxima no controlada por esta empresa (es decir, la oferta residual) y luego compararla con la demanda agregada en cada hora de dicho período. Si uno asume que la demanda es perfectamente inelástica en precios, entonces una empresa es pivotal cada vez que la demanda agregada excede la oferta residual a la que se enfrenta (es decir, su demanda residual es positiva para todos los niveles de precio). El número de horas en las cuales la demanda excede la capacidad de los rivales de la empresa determina el número de horas en las cuales esa empresa puede considerarse pivotal.

La Figura 33 muestra los resultados de un análisis de pivotalidad para Endesa e Iberdrola en 2006 y 2007, usando datos de generación horaria y demanda para los dos años. El análisis calcula la oferta residual a la que se enfrenta cada empresa (es decir, la cantidad de capacidad total que ellas no controlan) dividiéndola en cuatro componentes: capacidad residual térmica; generación residual hidráulica; generación residual en régimen especial, e importaciones.

• Lacapacidadresidual térmicaenfrentadaporcadaempresasecalculacomo lacapacidadtérmica totalinstalada de sus rivales multiplicada por el factor medio de disponibilidad para cada tecnología térmica en cada año.

• Enelcasodegeneraciónhidráulicayenrégimenespecial,losvolúmenesresidualesdisponiblesparacadarival de la empresa se calculan como la producción media de estas tecnologías en el 20% superior de las horas de cada año (ordenadas en términos de carga total), neta de la cuota de estas tecnologías controladas por la empresa. Esto captura la cantidad media de generación hidráulica y régimen especial disponibles en condiciones de demanda punta (cuando un generador puede ser pivotal).

• Losflujosde importaciónhorariomáximosencadaaño también seañadena losnivelesdecapacidadresidual enfrentados por cada empresa (se trata de un supuesto conservador, puesto que España fue un exportador neto durante este período).

En la Figura 33 también se muestra, como referencia, la demanda máxima (o punta) en cada año. El hecho de que la demanda máxima estuvo siempre por encima de la oferta residual para los cuatro casos considerados en la Figura muestra que tanto Endesa como Iberdrola fueron pivotales durante al menos una hora (es decir, la hora de demanda punta) en 2006 y 2007. El cuadro situado encima de cada columna también indica el nú-mero total de horas en cada año en las cuales la demanda agregada superó a la oferta residual enfrentada por cada empresa (expresada como un porcentaje del número total de horas en el año). Este porcentaje representa el PSI para cada empresa en cada año.

Figura 33: Análisis de pivotalidad para Endesa e Iberdrola en 2006 y 2007 (mercado español)



Además, Endesa e Iberdrola fueron pivote de manera conjunta para la mayoría de las horas de 2007 (su demanda residual combinada fue muy inelástica). Modelos estándares de interacción oligopólica (por ejemplo, el modelo de Cournot y también otros modelos de simulación, véase el Cuadro 1) indican que las empresas pueden alcanzar precios por encima del coste cuando enfrentan de manera conjunta un demanda inelástica incluso en ausencia de cualquier forma de coordinación de precios86.

5.2.5. PreciosEsta subsección del informe resume la evidencia sobre los precios mayoristas de la electricidad en España para el período 2004-2007 (para un período más largo, véase Sección 4).

La Figura 34 muestra el nivel de los precios finales en el mercado y los desagrega entre la pro-porción atribuible al mercado diario, mercados de operación y garantía de potencia. Como se comentó anteriormente, los precios alcanzaron niveles elevados en 2005 y 2006 como resulta-do de los altos costes del combustible y de la baja hidraulicidad (especialmente en 2005). Los precios mayoristas casi se duplicaron entre 2004 y 2005, y quedaron por encima de €60/MWh en 2006. Otro hecho notable en ese año fue el alto coste asociado a la gestión de desvíos y a los servicios complementarios. Estos costes casi se triplicaron entre 2005 y 2006 como conse-cuencia de los grandes movimientos de volúmenes que tuvieron lugar siguiendo la respuesta de Iberdrola a la intervención del Gobierno en la fijación de precios para las transacciones intragrupo en el mercado diario de electricidad en el RDL 3/2006 (véase Sección 4). Los pre-cios de la electricidad cayeron considerablemente en 2007, debido a los menores precios del combustible (especialmente, el precio de los derechos de emisión, que cayeron a cero como resultado del exceso de permisos gratuitos de CO2, y la fungibilidad o non-bankability de los derechos entre la primera y la segunda fase del ETS). Sin embargo, los precios aumentaron nuevamente hacia finales de 2007 debido a los mayores precios del petróleo, gas y carbón, y a los niveles relativamente bajos de producción hidráulica. Esta tendencia alcista de los precios mayoristas continuó en 2008.

86. Esto no significa que haya un abuso de poder de mercado o que los precios sean “excesivos” desde el punto de vista del derecho de la competencia.




Figura 34: Precios mayoristas anuales de la electricidad en España, 2004-2007

Fuente: REE.* Mercados de operación incluye los mercados intradiario, de restricciones técnicas y de gestión de desvíos y también el coste de las im-portaciones desde Francia gestionadas por REE en algunos años.

La Figura 35 muestra las monótonas de los precios del mercado diario español durante el período 2004-2007. La Figura también incluye una serie para los diez primeros meses de 2008. Las monótonas muestran los precios para cada una de las 8.760 horas de cada año, ordenándolos desde la hora con mayor precio a la de menor. Por tanto, el punto de precio correspondiente a la hora 1 en cada año representa el máximo precio alcanzado ese año. De forma similar, el precio correspondiente a la hora 1.000 en cada año representa el milésimo mayor precio observado en ese año.

Las monótonas de precios muestran que los precios en 2005 y 2006 fueron mayores que en 2004 y 2007 para todos los valores de demanda (es decir, incluso en horas valle) y también fueron algo más apuntados. En 2007 se observó un movimiento paralelo hacia abajo en la curva monótona de precios. En promedio, los precios para los diez primeros meses de 2008 son similares a los mayores precios observados en 2005 y 2006. El precio final medio durante el período enero-octubre de 2008 fue de 69€/MWh, ligeramente superior al nivel del período equivalente en 2006.



Figura 35: Monótonas de precios, precios del mercado diario, enero 2004-octubre 2008

Fuente: OMEL.

Finalmente, la Figura 36 muestra un análisis trimestral de los precios mayoristas, comparán-dolo con las tendencias en los costes estimados del combustible para las plantas de carbón y de ciclo combinado (incluyendo los costes de los derechos de emisión de CO2), y la tendencia en la producción hidráulica total. Este gráfico muestra una fuerte correlación entre precios y costes, con los costes del combustible aumentando bruscamente entre finales de 2004 y finales de 2006, y la producción hidráulica siendo moderadamente baja hasta el tercer trimestre de 2006. Los precios del mercado diario también cayeron bruscamente en el segundo trimestre de 2006, después de la imposición de la medida sobre las transacciones intragrupo en el mercado diario (RDL 3/2006). Sin embargo, los precios finales aumentaron nuevamente en el tercer trimestre de 2006, a medida que los volúmenes de energía salieron del mercado diario como resultado de esta intervención. Como se mencionó anteriormente, los precios cayeron brus-camente en 2007 como resultado del menor coste del combustible (especialmente del carbón, incluyendo los derechos de emisión) y la mayor producción de energía hidráulica. El aumento considerable de los precios a finales de 2007 puede explicarse parcialmente por la subida de los precios del crudo en la segunda mitad de ese año (los precios subieron un 20% en euros en relación al primer semestre de 2007), lo que tuvo un impacto significativo sobre los precios spot del gas en Europa a finales de 2007 (y en la primera mitad de 2008)87. Similarmente, los precios del carbón aumentaron cerca de un 50% entre septiembre de 2007 y comienzos de 200888.

87. El aumento de los precios del gas no parece estar completamente reflejado en las series de la IEA para los precios de importación de GNL utilizados en la Figura 36, que sólo muestran un aumento moderado a finales de 2007. Sin embargo, puede haber afectado el coste marginal de algunas CCGT en España.88. Véase CNE, “Propuesta de revisión de la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2008”, mayo de 2008.




Figura 36: Evolución trimestral de los precios, costes del combustible para plantas de carbón y de ciclo combinado y producción hidráulica

Fuente: OMEL (precios), REE (producción hidráulica), IEA (costes de carbón y gas importados), Datastream (precios de los derechos de emisión).Nota: Asume eficiencias térmicas de referencia del 36% para la tecnología de carbón y del 52% para ciclo combinado. Los costes de carbón y de ciclo combinado incluyen el coste de los derechos de emisión.

5.2.6. Tendencias en la fijación de preciosLa Figura 37 muestra el porcentaje de horas en que cada una de las principales tecnologías fija el pre-cio en el mercado diario de electricidad español. La tendencia más notoria en los últimos años ha sido el crecimiento del ciclo combinado como tecnología que fija el precio en España. Esto parcialmente refleja el crecimiento del ciclo combinado en la producción total. El hecho de que la cuota de fijación de precio del ciclo combinado esté bastante por encima de su cuota de producción (36% frente a 24% en 2007) muestra que esta tecnología es particularmente marginal en el mercado (y puede, por tanto, conferir un grado de poder de mercado a los propietarios de dicha tecnología).

La energía hidráulica también es una fuente muy importante de energía marginal, fijando el precio en un 27% de las horas en 2007 de acuerdo con los datos de OMEL. Sin embargo, las pujas de las CCGT y de otras plantas térmicas también afectan a los precios determinados por las pujas de las plantas hidráulicas (es decir, cuando las pujas de las plantas hidráulicas son la última oferta acepta-da por el operador del mercado). Esto es así porque el coste de oportunidad de utilizar las reservas hidroeléctricas durante un período de tiempo está determinado por el coste de la planta térmica que la energía hidráulica desplaza cuando decide en qué horas producir. La competencia entre las CCGT



Figura 37: Porcentaje de tiempo en el cual cada tecnología fija el precio

Fuente: OMEL.* Otras incluye generación en régimen especial, importaciones y oferentes por el lado de la demanda.

y otras centrales térmicas, por tanto, afectará al precio spot en aquellas horas en las que las unidades hidráulicas están fijando el precio.

La tendencia mostrada en la Figura 37 ha continuado en 2008, con el ciclo combinado fijando el precio el 46% del tiempo durante el período de enero a agosto (por encima de su cuota de producción del 33% durante este período), y la hidráulica fijándolo el 27% del tiempo (muy por encima de su cuota total de producción del 8%). Por el contrario, la generación en régimen especial sólo fijó el precio el 2% del tiempo durante los ocho primeros meses de 2008, a pesar de tener una cuota de producción del 23%.

Información adicional publicada por OMEL desde julio de 2007 también muestra que la energía de ciclo combinado representa claramente la mayor parte de la energía total que es ofrecida y aceptada a una oferta cercana al precio marginal del sistema (es decir, con una diferencia entre las ofertas y el precio marginal inferior al 5%). Estos datos indican que durante la segunda mi-tad de 2007 y la primera mitad de 2008, el ciclo combinado representó dos tercios de la energía ofrecida y aceptada al 95% o más del precio marginal en cada hora.

Mientras que el papel jugado por el ciclo combinado fijando y afectando al precio marginal del sis-tema eléctrico es positivo para la competencia en el mercado de generación (dado que esta sección del orden de mérito actualmente no está altamente concentrada), también hace que el mercado de electricidad esté más directamente expuesto al mercado mayorista internacional del gas y, a su vez, al mercado del petróleo. El papel estratégico jugado por las CCGT incrementa por tanto aún más




la importancia que juegan las cuestiones de seguridad energética y diversificación en el funciona-miento efectivo del mercado de electricidad en España89.

5.2.7. Volumen de energía por mercadoEl mercado eléctrico español ha estado tradicionalmente caracterizado por el papel clave desem-peñado por el mercado diario y por los menores volúmenes de contratación bilateral. La Figura 38 muestra las tendencias recientes en los volúmenes de energía por mercado. En 2004 y 2005, el mercado diario representó el 80-90% de la demanda total en el mercado. Sin embargo, esto cambió drásticamente en 2006, cuando el Gobierno eliminó volúmenes significativos del mer-cado diario y los asimiló en contratos bilaterales a través del RDL 3/2006 (para un análisis de esta medida, véase la Sección 4). Las cuotas de los volúmenes totales en el mercado diario en 2006 cayeron por debajo del 50%, mientras que el comercio bilateral (mostrado como “Otros” en la Figura) y las operaciones del sistema (por ejemplo, fundamentalmente gestión de desvíos y resolución de la restricciones) aumentaron muy significativamente. El papel predominante del mercado diario fue parcialmente restablecido en 2007, como resultado de la eliminación de la medida sobre contratación bilateral desde marzo de 2007. Sin embargo, es probable que la crea-ción de las subastas CESUR también haya desviado algunos volúmenes del mercado diario en la segunda mitad de 2007. La cuota de volúmenes negociados fuera del mercado spot está previsto que aumente en 2008, puesto que las subastas CESUR se aplicarán al año completo.

Figura 38: Volúmenes de energía (TWh) y cuotas de demanda total en cada mercado mayorista de electricidad, 2004 - 2007

Fuente: REE, OMEL, cálculos propios.

89. Además, como se ha discutido recientemente en Newbery (2008), el ETS puede amplificar los efectos de los precios del gas sobre los precios de la electricidad (a través del precio de los derechos de emisión), y también puede aumentar el poder de mercado de los suministradores de gas.



5.2.8. Interconexiones y MIBELLa interconexión entre España y otros sistemas de electricidad (principalmente Francia y Por-tugal) continúa siendo limitada. La capacidad media de importación desde Francia fue sólo ligeramente superior a 1.000 MW en 2007, que es menos del 3% de la demanda punta. Las importaciones desde Francia ascendieron a los 5,5 TWh en 2007 (y han estado en niveles aproxi-madamente similares en años anteriores), equivalente al 2% de la demanda de electricidad. No obstante, en general, España ha sido un país exportador de electricidad durante el período 2004-2007, principalmente debido al nivel considerable de exportaciones a Portugal. Éstas alcanzaron un nivel de 7,5 TWh en 2007, equivalente al 15% de la demanda total en Portugal. La Figura 39 resume las tendencias recientes de los flujos netos de exportación de España.

Figura 39: Flujos netos de exportación desde/hacia España, 2004-2007

Fuente: REE.

Debido al tamaño relativamente limitado de las interconexiones y a las asimetrías entre el mix de tecnologías, las interconexiones entre España y Francia, y España y Portugal, estuvieron frecuentemente congestionadas durante el año 2007. Éste fue particularmente el caso para Por-tugal, donde la interconexión estuvo completamente congestionada durante aproximadamente 5.000 horas en 2007 (es decir, cerca del 60% del tiempo)90. La utilización media en exportación de la interconexión con Portugal fue de un 80% en 2007 (por encima del 57% en 2006). La interconexión con Francia estuvo menos congestionada (el 40% del tiempo) y tuvo una utiliza-

90. La capacidad comercial disponible media de la interconexión con Portugal en modo exportador fue de casi 1.100 MW en 2007.




ción media en importación del 62%. La Figura 40 ilustra las monótonas de utilización de las interconexiones con Portugal y Francia (en modo exportación e importación, respectivamente). La Figura muestra los niveles de utilización (o congestión) de cada interconexión para las 8.760 horas del año, ordenando las horas desde aquella que tiene el mayor nivel de congestión (es decir, 100%) a aquellas que tienen menores niveles de congestión (es decir, 0%).

Los altos niveles de congestión con Portugal muestran que la integración efectiva entre España y Portugal como parte de MIBEL aún no se había alcanzado en 2007. Esto también se ha hecho evidente desde el lanzamiento de MIBEL en julio de 2007 y la creación de un mercado mayorista único, con separación de mercado durante las horas de congestión en la interconexión. El precio mayorista medio en el mercado diario portugués durante el período de julio a diciembre de 2007 ha sido un 24% superior a los precios españoles. La Figura 41 muestra la duración de los dife-renciales de precios horarios entre España y Portugal para todas las horas (es decir, 4.416 horas) durante este período, ordenadas desde la hora con mayor a menor diferencia de precio. Como muestra la monótona de utilización, el diferencial de precios entre Portugal y España alcanzó niveles muy altos durante la segunda mitad de 2007, siendo los precios portugueses un 50% o más superiores a los precios españoles durante aproximadamente el 20% del tiempo.

Figura 40: Monótonas de utilización de las interconexiones de España con Francia y Portugal, 2006 y 2007

Fuente: REE.



Figura 41: Monótona del diferencial porcentual del precio de la electricidad en el mercado diario portugués y español, julio-diciembre de 2007

Fuente: OMEL.

El nivel de interconexión entre el mercado español y los mercados vecinos continúa siendo bajo en comparación con otros países europeos. En enero de 2008, la capacidad total de importación punta en España ascendió al 7% de la carga punta, muy por debajo de los valores correspondientes para Italia (13%), Francia (14%) y Alemania (13-23%), pero por encima de los valores del mercado británico (3%)91. Existen planes para aumentar la capacidad de interconexión entre España y otros países. Por ejemplo, está previsto que la interconexión con Francia aumente en tamaño casi el doble en 2011.

5.2.9. Inversión en nueva capacidad de generaciónEn España ha habido una considerable inversión neta en nueva capacidad de generación durante los últimos años. Ha consistido mayoritariamente en inversiones de nueva generación de ciclo combinado y eólica. La Figura 42 muestra las nuevas incorporaciones, anual y acumulada, de capacidad ordinaria en España durante el período 2002-2007. La inversión fue particularmente alta en el período 2004-2007, con una media de 3,5 GW de capacidad neta añadida cada año. La inversión acumulada a finales de 2007 alcanzó más de 17 GW, equivalente a casi el 40% de la demanda punta en dicho año. Una proporción significativa de las nuevas incorporaciones de capacidad (cercana al 60% a finales de 2007) ha sido realizada por las empresas incumbentes de

91. Según datos de UCTE para enero de 2008 (publicados en “System Adequacy Forecast”, 2008-2010), y datos de NGT y ETSO para Reino Unido.




electricidad (definida en la Figura 42 y que incluye a las cuatro primeras empresas). Las inversio-nes de empresas no incumbentes han estado principalmente lideradas por las inversiones de Gas Natural en ciclo combinado (que a su vez es el incumbente en el mercado del gas). La inversión en capacidad de régimen especial durante el período 2002-2007 alcanzó los 11 GW. La mayor parte de esta inversión (9 GW) consistió en generación eólica.

Figura 42: Adiciones netas de capacidad en España, 2002-2007 (sólo capacidad ordinaria)

Fuente: REE.Nota: La definición de incumbentes incluye a las cuatro primeras empresas eléctricas: Iberdrola, Endesa, Unión Fenosa y EDP/HC.

5.2.10. Mirando hacia el futuro: proyecciones de inversiones futuras en capacidad de genera-ciónDe acuerdo con las previsiones actuales de la CNE92, la inversión en nueva capacidad continuará durante el período 2008-2011. El escenario “pesimista” de la CNE prevé una entrada adicional de 9 GW de ciclo combinado para finales de 2011, y de 8 GW de generación eólica (en relación con los niveles de finales de 2007). Estas incorporaciones compensarían en exceso una reducción en la ca-pacidad de carbón y de fuel/gas (-2 GW y -4 GW, respectivamente). De acuerdo con las previsiones de la UCTE sobre el margen de reserva del sistema adecuado para comienzos de 2013, la cantidad neta de nueva entrada prevista bajo el escenario pesimista de la CNE sería suficiente para cubrir un margen adecuado (alcanzando los niveles requeridos de capacidad en las previsiones de la UCTE ya a finales de 2011).

92. Véase CNE, “Informe marco sobre la demanda de energía eléctrica y gas natural, y su cobertura, 2007”, enero de 2008.



Una característica destacable de las proyecciones de la CNE para las nuevas inversiones en ciclo combinado es que los generadores incumbentes representarán una proporción significativa de los nuevos proyectos de esta tecnología en el corto y medio plazo. De los posibles 5,6 GW de nueva capacidad de ciclo combinado que podrían entrar en el mercado español en el período 2008-2009 (según las proyecciones publicadas en enero de 2008), Endesa e Iberdrola represen-tan más del 40%, y Gas Natural cerca del 40%. Más allá de 2009 está prevista más entrada independiente, pero puede que no toda se lleve a cabo (especialmente bajo el escenario pesimista desarrollado por la CNE). Por tanto, parece poco probable que la nueva entrada de ciclo com-binado por sí sola sea capaz de reducir de manera significativa los actuales niveles de concentra-ción de la capacidad ordinaria en España en los próximos años.

De acuerdo con las proyecciones de la CNE, el mix de combustible evolucionará con el tiempo, acentuando algunas de las tendencias que actualmente existen en el mercado (es decir, el creci-miento de tecnologías que utilizan el gas y las renovables). De acuerdo con las proyecciones para 2011 (y bajo el escenario pesimista para capacidad ordinaria), la tecnología de ciclo combinado representará el 30% de la capacidad instalada total en dicho año (por encima del 24% de 2007), y la generación eólica más del 21% (en relación al 16% en 2007). En general, la generación en régimen especial se situará en el 36% de la capacidad total y en el 31% de la producción. Esto incluye 2 GW de generación solar para 2011, cifra que parece conservadora dado el rápido cre-cimiento experimentado por esta tecnología en 2007 y 2008, y las cuotas para el período 2009-2011 establecidas por el Gobierno en septiembre de 2008.

La capacidad de ciclo combinado más la capacidad en régimen especial podrían representar dos tercios del mercado en 2011 (en comparación con un cuarto del mercado diez años atrás, en 2002). No está claro si el rápido incremento en generación renovable que suponen estas pro-yecciones está de acuerdo con las externalidades positivas (principalmente medioambientales) asociadas a esta fuente de electricidad.

Estas tendencias futuras probablemente presionen el sistema mayorista de electricidad, dado que la generación en régimen especial es significativamente menos flexible (no puede ajustar su nivel de producción dependiendo de las condiciones del mercado) que la capacidad ordinaria y está más sujeta a shocks exógenos para los que el sistema eléctrico necesita ajustarse. El papel actual jugado por la generación de ciclo combinado en la provisión de flexibilidad al sistema se hará aún más crítico. Esto, a su vez, hará al mercado de generación todavía más dependiente del mer-cado mayorista del gas, lo que implica que este último necesitará ser capaz de poder hacer frente a las fluctuaciones más significativas en la demanda de gas (aumentando aún más la importancia de tener instalaciones de almacenamiento de gas adecuadas).

A medio plazo, el cierre de algunas plantas de carbón (que puede acelerarse por el hecho de que los derechos de emisión dejarán de ser gratuitos después de 2013) es probable que incremente aún más la dependencia del mercado del gas (en términos de volúmenes y flexibilidad). No obstante, una mayor dependencia de la generación con gas podría evitarse si se desarrollasen de




forma suficientemente rápida tecnologías de carbón limpio (por ejemplo, a través de mecanismos de carbon capture y sequestration) en un futuro cercano.

Más allá del medio plazo, el cierre del parque actual de generadores nucleares presentará un duro desafío al sistema en su conjunto. Es difícil ver hoy cómo el papel jugado por la generación nuclear en la provisión de generación de carga base pueda ser sustituido sólo con tecnologías térmicas o renovables, dado que esto aumentaría la dependencia en estas tecnologías hasta un nivel que parece no factible o excesivo.

5.3. Mercado minorista del gas

Evolución y composición de la demandaLa demanda final de gas en España ha aumentado rápidamente durante los últimos cuatro años. En el período 2004-2007, la demanda creció casi un 30%. Esta tasa de crecimiento estuvo prin-cipalmente causada por el aumento del consumo del sector eléctrico, el cual aumentó más del doble (de 67 TWh en 2004 a más de 140 TWh en 2007). La demanda del sector eléctrico repre-sentó el 36% de la demanda total en 2007. La Figura 43 ilustra las tendencias y la composición de la demanda total de gas para el período 2004-2007.

Figura 43: Composición y volúmenes (TWh) de la demanda de gas

Fuente: CNE; Enagás (para el componente de electricidad).Nota: Excluye GNL en cisternas para clientes con planta satélite propia.



Evolución del mercado liberalizado del gasEl crecimiento de la demanda de gas del sector no residencial explica parcialmente el hecho de que una mayoría significativa del consumo de gas en España se efectúe actualmente en el merca-do liberalizado, puesto que las tarifas reguladas ya no se aplican más en este segmento del mer-cado. A finales de 2007, cerca del 90% de la demanda total correspondía al sector liberalizado.

Sin embargo, si sólo se considera el sector residencial (es decir, hogares con relativamente bajo consumo de gas), entonces las tasas de cambio al mercado liberalizado son mucho menores. Algo más del 40% del mercado residencial se ha cambiado al mercado liberalizado en términos de energía y menos del 40% en términos de número de clientes. La tasa de cambio en el mercado del gas es, sin embargo, mucho más alta que en el sector eléctrico, como se discute más adelante en esta sección. Esto puede atribuirse al hecho de que los cambios de suministrador eléctrico han estado dificultados por la presencia de un déficit tarifario significativo (lo que implica que las tarifas minoristas de electricidad están por debajo de los precios minoristas liberalizados). Como se discute con más detalle más adelante, la mayoría de los cambios en el mercado del gas han sido hacia el distribuidor incumbente en cada región y no hacia un nuevo entrante.

Figura 44: Cuotas del mercado liberalizado del gas

Fuente: CNE.




Cuotas de mercados nacionalesEn España existen tres principales distribuidores de gas incumbentes: Gas Natural (que cuenta con una amplia presencia nacional, con más del 85% de las conexiones y del 82% del consumo de gas a tarifas reguladas), Endesa (presente en Aragón y Extremadura, con una cuota nacional del 7% del mercado regulado), y Naturgas (que forma parte del grupo EDP/HC y está activa en Asturias y País Vasco, con una cuota nacional del 11% del mercado regulado). En el Anexo 2 del informe se incluye un mapa de las redes de distribución de gas por región.

Existen más empresas activas en el segmento liberalizado del mercado del gas. La competencia en este mercado ha estado liderada por el sector no residencial (más notablemente por el con-sumo de las CCGT), que representa una parte significativa del consumo total de gas en España, como se mostró arriba.

En la Figura 45 se muestran las cuotas nacionales en este mercado para el período 2004-2007. Se observa una caída progresiva de la cuota de Gas Natural en términos de energía desde más del 50% en 2004 al 46% en 2008. La empresa suministradora que más rápido ha crecido ha sido Unión Fenosa Gas, la cual casi ha triplicado su cuota de mercado en este período. Mientras que los datos sobre cuotas de mercado por grupo de cliente no están disponibles para el período más reciente, es probable que el crecimiento de Unión Fenosa Gas haya estado liderado princi-palmente por los contratos de suministro a sus propias CCGT.

Gas Natural históricamente también ha perdido cuota de mercado en el mercado de grandes consumidores industriales de gas, excluyendo ciclo combinado. En 2004, Gas Natural tenía aproximadamente el 50% de este mercado, ligeramente por debajo de su cuota de mercado nacional global (y bastante por debajo de su cuota de conexiones de distribución de gas a este grupo de clientes). Esto refleja el hecho de que este segmento del mercado es relativamente más impugnable que otros segmentos (por ejemplo, el suministro residencial), y que es capaz de bene-ficiarse de la disponibilidad de gas competitivo para otros suministradores en forma de GNL.

La cuota de mercado de Gas Natural en términos de clientes en el mercado liberalizado es mayor que su cuota en términos de volúmenes, debido a su presencia relativamente más fuerte en el mercado residencial. Sin embargo, la caída en la cuota de clientes liberalizados ha sido más rápi-da que la correspondiente caída en la cuota de volúmenes. Esto se debe principalmente al hecho de que el número de clientes liberalizados ha crecido muy rápidamente entre 2004 y 2007 (de 1,2 millones en 2004 a 2,4 millones en 2007) y a que Gas Natural ha capturado progresivamente una cuota menor de estos consumidores (a nivel nacional).



Figura 45: Cuotas del mercado nacional liberalizado (por consumo y por número de clientes sólo para Gas Natural)

Fuente: CNE.Nota: Las cuotas del número de clientes de Gas Natural se refieren al nivel anual medio en cada año.

Patrones de cambio y cuotas regionales en el mercado residencial del gasLas posiciones en el mercado residencial del gas están más concentradas de lo sugerido por las cuo-tas globales de mercado dadas en la Figura 45. Esto lo indica parcialmente el hecho de que la cuota de Gas Natural, en términos de número de clientes (mostrada por la línea sobre las barras), se ubica muy por encima de su cuota de consumo total y todavía excediendo el 60% en 200793.

El mercado para clientes residenciales también tiene una dimensión regional clara, motivada princi-palmente por la presencia de las posiciones de incumbencia preexistentes de los distribuidores locales de gas. Además, la mayoría de los clientes que cambian de tarifa regulada al mercado liberalizado, de hecho permanecen con el suministrador local, como muestra la Figura 46. Las tasas de fidelidad94 para los tres distribuidores principales de gas en 2007 estuvieron por encima del 70%, y en el caso de Gas Natural han permanecido por encima de este nivel desde 2004.

Sin embargo, es importante destacar que altas tasas de fidelidad (y en general altas cuotas de mercado) no necesariamente significan que la competencia es débil y que los incumbentes no están haciendo ofertas competitivas a los clientes. Se requiere un análisis más detallado para apoyar esta conclusión. En ausencia de este análisis, las tasas de cambio solamente ofrecen un indicador necesariamente impreciso de las condiciones de competencia. En presencia de una creí-

93. Dado que los clientes residenciales representan la mayoría de los clientes totales en el mercado del gas, las cuotas del número total de clientes liberalizados pueden ser utilizadas como una buena aproximación para las cuotas de mercado en el sector residencial.94. Estas tasas miden la proporción de clientes liberalizados que se han cambiado a las ofertas de mercado de la empresa que también es la distribuidora local en cada región.




ble competencia potencial (como por ejemplo en la forma de ofertas duales atractivas por parte de los incumbentes de electricidad, y viceversa), el incumbente puede tener incentivos a ofrecer térmi-nos competitivos para retener su base de clientes.

Figura 46: Tasa de fidelidad del mercado minorista del gas, por número de clientes

Fuente: CNE.

Observando el mercado región por región se detecta una posición de incumbencia más fuerte en favor de los distribuidores de gas y mercados más concentrados de lo que parecería si simple-mente se considerara las cuotas de mercado nacionales. Los datos sobre cuotas de mercado re-gionales publicados por la CNE para 2007 muestran que el mayor suministrador de cada región mantuvo una cuota de aquellos clientes que habían cambiado al mercado liberalizado superior al 75% en promedio (véase Figura 47). A excepción de Extremadura, el mayor suministrador de gas es también el propietario de la red de distribución de gas95. Esta evidencia, unida al hecho de que más del 60% de los clientes son todavía suministrados por el distribuidor de gas a tarifas regulada (como se mostró arriba), muestra que, en promedio, menos de un cliente sobre diez en cada región es suministrado por una empresa distinta al suministrador incumbente de gas. Esto también se ilustra en la Figura 48, que muestra que en 2007 el cambio a empresas minoristas de gas distintas al incumbente permaneció a un bajo nivel (igual o inferior al 10%) para todas las redes de distribución. Los cambios al mercado liberalizado fueron altos en las regiones de EDP/HC (más notablemente en el País Vasco), pero la mayoría de los clientes que cambiaron son to-davía suministrados por la empresa que también controla la distribución regional de gas.

95. La situación en Extremadura no es representativa, porque sólo el 2% del mercado se ha cambiado al mercado liberalizado en esta región.



Figura 47: Cuotas de mercado regional del gas (por número de clientes)

Fuente: CNE.

* La cuota media se pondera por el número de clientes en el mercado liberalizado en cada región.

Figura 48: Patrones de cambio de los clientes de gas por área de distribución, 2007

Fuente: CNE.Nota: Las áreas de distribución de Endesa se definen de manera que incluyen a Aragón y Extremadura.




Las grandes variaciones en las cuotas del mercado regional indican que el mercado geográfico relevante en el suministro residencial de gas es, probablemente, regional y no nacional. Una de-finición regional de mercado reconoce el hecho de que la presencia de empresas de distribución regional de gas (junto con la integración vertical entre actividades de distribución y suministro) da una ventaja al incumbente regional y crea barreras regionales a la entrada.

Sin embargo, una definición regional de mercado no está totalmente de acuerdo con algunos de los precedentes más recientes de la política de la competencia en este sector, que han definido merca-dos nacionales del gas (y la electricidad) para la parte del mercado que se ha cambiado al mercado liberalizado96, a la vez que han reconocido la presencia de elementos locales en la competencia por clientes residenciales.

El análisis regional también muestra que el principal rival para el incumbente de gas tiende a ser el suministrador incumbente de electricidad (es decir, la empresa propietaria de la red local de distribución de electricidad). Éste es claramente el caso de Endesa en Andalucía y Cataluña, y también el de Iberdrola en Castilla-La Mancha, Castilla y León, Valencia y Murcia. Esto sugiere la presencia de un vínculo potencialmente cercano entre la competencia en los mercados residen-ciales de gas y electricidad a través de la competencia en ofertas duales.

La competencia de ofertas duales ha sido uno de los motores principales de la competencia en otros mercados liberalizados. Por ejemplo, en Reino Unido, el principal suministrador de gas, British Gas Trading, es también el mayor suministrador de electricidad, con más de un 20% del mercado na-cional a mediados de 2008. Las empresas eléctricas (sin posiciones de incumbencia en el mercado de distribución del gas) son también muy activas en el mercado residencial del gas y actualmente representan más del 50% de todos los clientes domésticos de gas (señalando una estructura mucho más competitiva que en España)97.

El vínculo entre los mercados minoristas del gas y la electricidad también implica que el desarro-llo particularmente problemático de la competencia en el sector minorista de electricidad (que analizaremos en la próxima sección) está probablemente afectando negativamente el desarrollo de la competencia en el mercado del gas.

96. Véase, por ejemplo: TDC, “Gas Natural/Endesa, C94/05”, enero de 2006; y CNE, “Informe de la CNE sobre el proyecto de concentración con-sistente en la adquisición del control de Endesa S.A. por parte de Gas Natural SDG, S.A. mediante oferta pública de adquisición de acciones”, diciembre de 2005. Sin embargo, en su decisión sobre Endesa/Iberdrola en enero de 2001, el TDC definió mercados regionales (e incluso loca-les) para el mercado minorista de electricidad.97. Véase el informe del regulador británico Ofgem, “Energy Supply Probe, Initial Findings Report”, octubre de 2008. Este informe muestra que los mercados regionales en Reino Unido están más concentrados que los mercados nacionales del gas y la electricidad (como es el caso también de España). A nivel regional, el suministrador incumbente de electricidad es el competidor más grande del incumbente de gas, y viceversa. En promedio, a mediados de 2008, en cada región de Reino Unido, el 70% de los clientes de gas y electricidad eran servidos por uno de los dos suministradores energéticos incumbentes. Consistente con esto, dos tercios de todos los clientes que consumen tanto electricidad como gas lo hacían en tarifa de ofertas duales en diciembre de 2007.



Comparación europeaEl desarrollo de la competencia en el gas residencial relativamente más lento (al menos cuando se mide en cuotas de mercado y tasas de cambio) que en el segmento industrial y de ciclo combi-nado observado en España, está en línea con la experiencia de la mayoría de los países europeos, a excepción de Reino Unido.

La información publicada por la Comisión Europea98 muestra unas tasas de cambio muy ba-jas en el mercado residencial del gas en los principales países europeos (incluyendo Alemania, Francia e Italia), siendo la única excepción Reino Unido (donde se alcanzaron tasas de cambio cercanas al 50% de los clientes domésticos y las Pymes a finales de 2004). Las tasas de cambio para clientes industriales son mayores en España que en otras grandes economías europeas, otra vez con la excepción de Reino Unido.

Gracias principalmente al éxito de España en la liberalización del mercado industrial del gas (in-cluyendo el segmento de ciclo combinado), el ranking preliminar de 2006 producido por OXERA para el UK Department for Business, Enterprise and Regulatory Reform99, sitúa a España como el segundo mercado de gas más competitivo en Europa, sólo por detrás de Reino Unido.

5.4. Mercado minorista de electricidad

Evolución reciente y composición de la demanda minorista de electricidadLa demanda de electricidad ha crecido a una tasa constante durante el período 2004-2007, de 215 TWh en 2004 a 238 TWh en 2007 (un aumento del 11%). Algo menos de la mitad de la demanda actual de electricidad es de baja tensión. El sector residencial representa un poco más del 30% de la demanda total. La Figura 49 resume las tendencias recientes en el nivel y en la composición de la demanda minorista de electricidad en España.

Evolución del mercado liberalizado de electricidadSólo una pequeña proporción del mercado minorista total de electricidad se había cambiado al mercado liberalizado a finales de 2007. La Figura 50 describe la evolución de la cuota del mercado minorista liberalizado de electricidad durante el período 2004-2007. Como muestra dicha Figura, a finales de 2007 menos del 10% de los clientes eléctricos estaban en el mercado liberalizado. En términos de volúmenes de energía, la proporción fue mayor (por encima del 25%), pero signifi-cativamente menor que los niveles alcanzados a comienzos de este período (por ejemplo, en 2005 esta proporción se situó por encima del 35%). Esto indica que un número considerable de grandes

98. Véase, “Reports on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Marke”t, de 2005 y 2008, de la Comisión Europea.99. OXERA, “Energy market competition in the European Union and G7: preliminary 2006 rankings”, preparado para el Department for Business, Enterprise and Regulatory Reform, octubre de 2007.




consumidores de electricidad volvieron a consumir a tarifa regulada en 2006. Sin embargo, hubo una recuperación en la segunda mitad de 2007, como lo muestra el hecho de que la cuota de volú-menes totales en el mercado liberalizado, situada en un 22% en la segunda mitad de 2006, creció al 30% durante la segunda mitad de 2007 y primera mitad de 2008. La eliminación de la tarifa estándar de alta tensión desde julio de 2008 ha aumentado aún más la cuota de volúmenes en el mercado liberalizado en 2008 (por ejemplo, los clientes en tarifa estándar de alta tensión represen-taron cerca del 50% de los volúmenes totales durante la primera mitad de 2008).

Figura 49: Composición y volúmenes (TWh) de la demanda de electricidad

Fuente: CNE. Componentes de baja tensión estimados para 2007.

Las razones del deterioro en 2006 y del pobre comportamiento reciente del mercado minorista de electricidad en términos de número de clientes que se cambian al mercado liberalizado son bien conocidas: los precios mayoristas de la electricidad aumentaron significativamente en 2005 y 2006 en relación con años anteriores (como se mostró arriba), pero las tarifas reguladas no se ajustaron correspondientemente. Esto significó que las tarifas reguladas quedaron fijadas por debajo de los precios liberalizados durante este período (y en 2007), implicando por tanto que los comercializa-dores no pudiesen competir con los precios regulados ofrecidos por los incumbentes.

El hecho de que el margen en el mercado liberalizado fuese negativo en 2005 y 2006 queda pa-tente en la Figura 51. En ella se compara la tarifa regulada para los clientes de baja tensión con un precio de mercado hipotético, definido simplemente como el precio mayorista de la energía (ajustado por el perfil de carga) más los precios de acceso. Los precios liberalizados estuvieron por encima de las tarifas reguladas en 2005 y 2006 para los consumidores domésticos de baja tensión, lo cual implicaba que los comercializadores tenían que incurrir en pérdidas a nivel mi-norista para poder competir con la tarifa regulada. Los márgenes minoristas estaban justo por



encima de cero para otros clientes de baja tensión, pero eran pequeños y, probablemente, no cubrían los costes minoristas. Los márgenes mejoraron en 2007 (especialmente para clientes no domésticos), pero las tarifas reguladas todavía implicaban un déficit tarifario, como se muestra más abajo. Dada la introducción de una tarifa aditiva en 2007 (véase la discusión en la Sección 4), los comercializadores independientes deberían, en principio, estar en posición de competir con la tarifa regulada ofrecida por los distribuidores incumbentes.

Figura 50: Cuota del mercado minorista liberalizado de electricidad

Fuente: CNE.

La CNE presenta datos sobre el déficit tarifario regulado con periodicidad anual. Los valores para el período 2004-2007 se muestran en la Figura 52. El déficit tarifario se define como la diferencia entre los ingresos totales de los clientes a tarifa regulada y los costes totales para esos clientes, calcu-lados como los costes mayoristas de electricidad de los distribuidores (que principalmente consisten en precios mayoristas de electricidad) más los costes regulados reconocidos para las actividades de transporte, distribución y venta minorista100. Como los datos muestran, hubieron déficit considera-bles en 2005 y 2006 (entre el 20% y el 30% de los ingresos totales). A pesar de los menores precios mayoristas, también hubo déficit en 2007 (igual al 7% de los ingresos). Los déficit tarifarios también existieron entre 2000 y 2002, durante otro período de precios mayoristas relativamente altos. A finales de 2007, el déficit nominal total (incluyendo todos los déficit anuales anteriores) se situó en aproximadamente 9.000 millones de euros, equivalente a más del 50% del total de ingresos regula-dos en ese año101. Para 2008, se reconoció ex-ante un déficit tarifario adicional cercano a 5.000 millo-nes de euros. Para todo 2008, se ha pronosticado un déficit tarifario de 6.700 millones de euros102.

100. También se incluyen en este cálculo otros costes menores regulados.101. Estas cifras están basadas en estimaciones provistas por la CNE y excluyen la recuperación de los sobreingresos debidos al ETS.102. CNE, “Propuesta de revisión de las tarifas de acceso para 2009 y revisión de las tarifas integrales vigentes para el primer trimestre de 2009”, noviembre de 2008. Esta previsión de déficit fue más alta que la proyectada a comienzos del año y mayor que el déficit de cualquier año previo. La CNE estimó que sería necesario un aumento en las tarifas residenciales superior al 30% para evitar un déficit tarifario en 2009. También esti-mó que la recuperación de sobreingresos por el funcionamiento del ETS podría reducir el déficit proyectado para 2008 en € 1.450 milliones.




Figura 51: Margen implícito en el precio minorista de mercado (definido como tarifas de acceso más precio mayorista de la energía)

Fuente: CNE, cálculos propios (incluyendo estimaciones para la segunda mitad de 2007).

Figura 52: Evolución del déficit tarifario regulado, 2004-2007

Fuente: CNE.



Competencia en el mercado minorista de electricidadLa competencia en el mercado minorista de electricidad ha estado significativamente afectada por la presencia de un déficit en las tarifas reguladas. Esto ha ralentizado la migración hacia el mercado liberalizado y ha llevado a las operadoras a adoptar diferentes estrategias en el mercado minorista.

Las Figuras 53 y 54 ilustran las tendencias de la cuota de mercado en los segmentos regulados y liberalizados del mercado minorista. Como muestran estas Figuras, en reacción a los elevados precios mayoristas, Iberdrola se ha retirado parcialmente del mercado liberalizado (al menos hasta 2007) y parece haber llevado a una parte de estos clientes otra vez a las tarifas reguladas de manera más extensiva que sus competidores. Como resultado, Iberdrola fue el suministrador líder en el mercado regulado en 2007 (a nivel nacional) y sólo el cuarto mayor comercializador en el mercado liberalizado. Por el contrario, Endesa ha mantenido una presencia significativa en el mercado liberalizado, siendo su cuota nacional actualmente superior al 50% (por encima del 35% en 2004)103. Otras operadoras (sobre todo EDP/HC) han crecido considerablemente en términos de cuota de mercado desde la aparición de un déficit tarifario considerable.

Una tendencia reciente destacable en las cuotas de mercado es el descenso relativo del nuevo entrante más activo en el mercado minorista de electricidad, Gas Natural. La cuota de Gas Natural, en términos de clientes, alcanzó un máximo cercano al 20% a finales de 2006, pero disminuyó al 11% a finales de 2007, presumiblemente también en reacción a la presencia de márgenes negativos de comercialización.

Figura 53: Cuotas nacionales del mercado a tarifa regulada (energía)

Fuente: CNE.

103. En términos de número de clientes, la cuota nacional de Endesa es aún mayor (60%), reflejando por tanto el hecho de que algunos de sus competidores (principalmente Unión Fenosa y EDP/HC) se han centrado en los mayores consumidores de electricidad y no en el mercado residencial.




Figura 54: Cuotas nacionales del mercado liberalizado de electricidad (energía)

Fuente: CNE.

Competencia en el mercado minorista de electricidad a nivel regionalComo en el caso del gas, la competencia en el mercado minorista de electricidad se entiende me-jor a nivel regional que a nivel nacional. Esto se debe a la presencia de diferentes distribuidores de electricidad en cada región, con posiciones de incumbencia asociadas en el suministro mino-rista. Endesa es la distribuidora de electricidad en Andalucía, Cataluña, Aragón y Extremadura (50% de la red). Iberdrola es propietaria de la red de distribución en Castilla y León, y en partes de Madrid, Murcia y Valencia. En el Anexo 2 de este informe se incluye un mapa con las redes regionales de distribución de electricidad.

La CNE no publica las cuotas de mercado regionales. Sin embargo, las posiciones regionales de incumbencia pueden medirse a través de las tasas de fidelidad que publica la CNE. Estas tasas de fidelidad miden la proporción de clientes liberalizados que se han cambiado a las ofertas de mer-cado de la empresa que también es la distribuidora local en cada región. La Figura 55 muestra las tasas de fidelidad para las cuatro mayores distribuidoras en el período 2004-2007. Estas tasas son muy altas en el caso de Endesa y de EDP/HC (por encima del 80%), y considerablemente menores para Iberdrola y Unión Fenosa. Sin embargo, también ocurre que en las áreas de distri-bución de Iberdrola y de Unión Fenosa, el cambio al mercado liberalizado es considerablemente menor que en las áreas de Endesa y de EDP/HC (5% de todos los clientes frente al 9%-11%). En general, la presencia de altas tasas de fidelidad y pocos cambios al mercado liberalizado implica que una proporción mayoritaria de clientes (en promedio superior al 95% en cada área de dis-tribución) todavía está siendo atendida por sus suministradores incumbentes.



Figura 55: Tasas de fidelidad por área de distribución (número de clientes)

Fuente: CNE.

El análisis de las cuotas de clientes en cada área de distribución también muestra que Gas Na-tural tiene una presencia en el mercado nacional relativamente amplia (lo cual refleja su extensa red de gas). Gas Natural es el segundo comercializador de electricidad en las áreas de Endesa, y fue también el segundo comercializador en las áreas de Iberdrola hasta finales de 2006 (mien-tras que fue el tercer suministrador de electricidad en las áreas de Iberdrola, justo por detrás de Endesa, en 2007). El éxito de Gas Natural (en comparación con otros entrantes en el merca-do de electricidad) ilustra el hecho de que las posiciones de incumbencia regional afectan a la competencia por los clientes minoristas, tanto en gas como en electricidad. También muestra el potencial de la competencia de ofertas duales en España. Sin embargo, la presencia del déficit tarifario eléctrico ha impedido el crecimiento de una competencia de ofertas duales efectiva al menos hasta antes de las reformas recientes del diseño de la tarifa.

Comparación europeaEl comportamiento del mercado minorista español de electricidad es relativamente pobre en comparación con otros países europeos en términos de tasas de cambio y cuotas de mercado. De acuerdo con los datos publicados por la Comisión Europea, las tasas de cambio para grandes clientes comerciales a finales de 2004 fueron menores que en Reino Unido, Alemania e Italia, pero mayores que en Francia. En electricidad residencial, el ranking relativo fue sorprendente-mente mejor, pero este resultado está probablemente afectado por el hecho de que la definición de cambio usada por España incluye a clientes que simplemente cambiaron tarifas con el mismo suministrador. Datos más recientes publicados por la Comisión Europea para 2006 son menos exhaustivos, pero muestran tasas de cambio relativamente bajas en el mercado residencial de




electricidad en España (5%), e incluso tasas aún menores para Alemania y Francia. El ranking preliminar realizado por OXERA para el UK Department for Business, Enterprise and Regula-tory Reform para 2006104 sostiene que España es el tercer mercado de electricidad menos compe-titivo en su muestra, superior a Portugal e Irlanda (la muestra excluye Francia). Este ranking incluye también una evaluación del mercado de generación.

104. OXERA, “Energy market competition in the European Union and G7: preliminary 2006 rankings”, preparado para el Department for Busi-ness, Enterprise and Regulatory Reform, octubre de 2007.


AnálisiseconómicodealgunasreformasrecientesenelmercadomayoristadeelectricidadenEspaña


6. Análisis económico de algunas reformas recientes en el mercado mayorista de electricidad en España

Esta sección del informe contiene una discusión sobre dos temas relevantes para el funciona-miento de los mercados mayoristas de electricidad: el impacto de los contratos a plazo y el papel que desempeñan los pagos por capacidad. Ambos temas han sido objeto de recientes reformas regulatorias en España, tal y como se describió en la Sección 4 de este informe.

6.1. Contratos a plazo, subastas y competencia

Una condición necesaria (aunque no suficiente) para el correcto funcionamiento de los mercados es la ausencia de poder de mercado. En otras palabras, para que los mercados cumplan su función de asignar de manera eficiente los recursos, es necesario que las empresas revelen de manera fidedigna sus costes en sus decisiones de oferta. Sin embargo, ciertas empresas pueden tener incentivos a, por ejemplo, elevar sus precios por encima de sus costes marginales, para así elevar la retribución de su producción inframarginal, aun a pesar de que parte de su producción marginal pueda ser desplaza-da por la producción de otras empresas con costes de producción más elevados.

El análisis de los factores que determinan los incentivos y la capacidad de la que disponen las em-presas para ejercer poder de mercado es complejo, pero tal complejidad no debe impedir destacar una relación básica: la que existe entre el tamaño de la empresa y sus incentivos a elevar los precios por encima de sus costes marginales105. La elevación de precios será más rentable cuanto mayor sea la producción inframarginal de la empresa cuya retribución depende de los precios de mercado, mientras que el coste de perder producción marginal es el mismo independientemente del tama-ño de la empresa. Un mayor número de competidores, en la medida en que diluye las cuotas de

105. Lo cual no implica que la relación entre concentración y precios de equilibrio vaya siempre en la misma dirección. Véase Vives (1999) y García-Díaz y Marín (2003).



mercado de las empresas, introduce presión competitiva en el mercado y contribuye así a su mejor funcionamiento.

Reducir la concentración corporativa quizá constituya el modo más eficaz para aumentar la competencia en mercados oligopolistas. Sobre esta cuestión parece no haber discrepancias, tanto en el mundo académico como en los organismos de defensa de la competencia (por ejemplo, en operaciones de concentración, las autoridades de defensa de la competencia han demostrado su preferencia por remedios estructurales frente a remedios de comportamiento). Sin embargo, las autoridades no siempre disponen de la capacidad efectiva para aplicar medidas estructurales. Esto puede explicar en parte el que, de forma recurrente, los reguladores, tanto en España como en otros países, estén recurriendo al fomento de la contratación a plazo como modo para mitigar el incentivo de ejercer poder de mercado.

La contratación a plazo no altera la distribución de los activos entre las empresas. Sin embar-go, al alterar el valor de la producción de las empresas cuya retribución depende del precio de mercado, sí altera sus incentivos a la elevación de precios106. Por ejemplo, si un generador que ha contratado a plazo 1.000 MWh produce 1.500 MWh, el precio de mercado sólo determinará la retribución de su posición neta (igual a 500 MWh), porque la retribución de los 1.000 MWh restantes está prefijada en los términos del contrato. Esto es cierto independientemente de que el contrato sea físico (es decir, por el mercado mayorista sólo pasan las posiciones netas de las empresas) o financiero (toda la energía pasa por el mercado mayorista, y los contratos a plazo se liquidan por diferencias). Los incentivos de los generadores a la elevación de precios son, por tanto, menores con la contratación a plazo, porque ésta hace que su posición neta, o “tamaño virtual”, sea menor.107

La literatura económica también demuestra que es necesario que los contratos sean observables para que se verifiquen sus potenciales efectos procompetitivos. Mientras que la falta de obser-vabilidad puede reducir (o eliminar) la eficacia de los contratos a plazo que se negocian en mer-cados organizados, esto no sucede con las EPE, dado que los volúmenes y las identidades de las empresas sujetas a ellas son públicos. La teoría económica sobre la contratación a plazo también indica que si las empresas eligen libremente su cobertura contractual, ésta puede no generar los efectos procompetitivos señalados, bajo ciertas condiciones (por ejemplo, si las empresas compiten en precios en lugar de en cantidades (Mahenc y Salanié, 2004); y/o si se produce una repetición infinita o sin fecha límite de las sesiones de contratación (por ejemplo, Ferreira, 2003, y Liski y Montero, 2006). Las observaciones hechas por dichos trabajos pierden no obstante validez si se trata de contratos impuestos exógenamente por el regulador, como es el caso de las EPE. Ciertamente, el estudio de la interacción entre la contratación a plazo endógena y exógena

106. Existe una amplia literatura económica sobre el efecto de los contratos a plazo. Allaz y Vila (1993) aportaron el primer trabajo en esta área. Más recientemente, Bushnell y otros (2008) han cuantificado empíricamente los efectos de la contratación a plazo, y de Frutos y Fabra (2008) analizan el efecto de los contratos usados como instrumentos regulatorios.107. La misma lógica implica que si la posición contractual de la empresa es superior a su producción, de tal manera que la posición neta de la empresa sea compradora (por ejemplo, si sólo ha producido 500 MWh con instalaciones propias), sus incentivos a la reducción de precios son tan fuertes que la empresa fijaría de manera óptima precios por debajo del coste marginal, lo cual sería una nueva fuente de ineficiencia.




es una área a cuya profundización hay que dedicar mayores esfuerzos para poder guiar de forma clara la política de competencia.

Además, el hecho de que la contratación a plazo mitigue los incentivos a la elevación de precios de algunas empresas no tiene por qué traducirse necesariamente en menores precios de equilibrio. El que los contratos se traduzcan efectivamente en menores precios depende de forma crítica del volumen de contratos y de su reparto entre los distintos participantes. Si las empresas grandes, con mayores incentivos y capacidad para elevar precios, son las destinatarias de los contratos, éstos tie-nen un potencial efecto procompetitivo.

Sin embargo, los contratos pueden ser ineficaces si van a parar a manos de empresas pequeñas, dado que estas empresas no ejercen poder de mercado aun si no disponen de contratos. Algunos modelos de competencia en los mercados eléctricos (por ejemplo, los modelos que asumen que las empresas compiten a través de la elección de curvas de oferta discretas o a tramos) también predicen que si las empresas que venden parte de su producción a plazo son empresas de tamaño medio, los precios spot pueden llegar a ser mayores que en ausencia de contratos108. La intuición de este resultado es la siguiente: sin contratos, estas empresas pueden competir directamente con las empresas más grandes en el mercado (al menos, en algunas horas del año); sin embargo, cuan-do están sujetas a contratos a plazo, dichas empresas pueden ejercer menor presión competitiva en el margen sobre las empresas de mayor tamaño (ofreciendo su producción a un menor nivel de precios), lo que puede generar mayores precios. El mismo argumento sugiere la conveniencia de permitir a las empresas menores el hacerse “virtualmente” mayores a través de la contrata-ción a plazo. Sin embargo, este resultado no es robusto al asumir que todas las empresas en el mercado compiten a través de la elección de sus niveles de producción (à la Cournot) o funciones de oferta continuas (véase Sección 2 del informe para una descripción de dichos modelos).

Los precios de la energía en los mercados a plazoEn la medida en que el precio spot determina el coste de sólo una fracción de la energía total consumida, es necesario analizar la fijación de precios en los mercados a plazo.

El resultado de los mercados a plazo (que de forma genérica incluyen las EPE, subastas CESUR y otras formas estándar de contratación a plazo) depende en gran medida de los costes de opor-tunidad a los que se enfrenta un vendedor/comprador cuando compromete/compra parte de su energía a través de dichos mercados. Dado que el vendedor/comprador sigue teniendo la opción de vender/comprar su energía a los precios negociados en el mercado spot, el resultado de los mercados a plazo no será ajeno a los resultados esperados del mercado spot. Por ejemplo, ajus-tando los valores por las posibles primas de riesgo, ninguna empresa estará dispuesta a vender energía en las subastas CESUR a un precio menor al precio esperado en el mercado spot. De igual modo, ajustando por las primas de riesgo, el importe máximo que un agente estará dis-

108. Véase de Frutos y Fabra (2008).



puesto a pagar por adquirir energía en las EPE será igual al precio esperado del mercado spot. Por tanto, en la medida en que los mercados a plazo sean competitivos, se agotarán las oportu-nidades de arbitraje y los precios de los mercados a plazo habrán de converger con los precios esperados del mercado spot.

Nótese que la igualación entre los precios de los mercados spot y a plazo no implica que la con-tratación a plazo sea irrelevante: la contratación a plazo es relevante porque altera los precios de equilibrio en el mercado spot. En otras palabras, si los contratos a plazo tienen efectos procom-petitivos (o anticompetitivos) en el mercado spot, el nivel al cual convergerán los precios de los contratos a plazo también será menor (o mayor en su caso).

Existe otro razón importante por la cual los mercados a plazo podrían tener efectos procompe-titivos sobre los mercados spot. Permitiendo que los potenciales entrantes se aseguren el precio al cual venden su producción, los contratos a plazo tienen el potencial de facilitar la entrada, mitigando así el incentivo del que disponen los generadores incumbentes para ejercer poder de mercado, tema que se discutirá en la Sección 6.2 del informe.

En resumen, el mercado spot es la referencia para todos los otros mercados, y de su correcto funcionamiento depende el correcto funcionamiento de todo el sistema (incluyendo los mer-cados a plazo). Sin embargo, esto no significa que los mercados a plazo líquidos y/o contratos regulatorios sean irrelevantes, dado que pueden potencialmente contribuir a mejorar (a través de los efectos estratégicos o reales descritos) el comportamiento de los mercados spot de elec-tricidad.

LoscontratosaplazoyelfuncionamientodelmercadoeléctricoespañolSi efectivamente, como era la pretensión del regulador, las CESUR y las EPE han reducido el poder de mercado de los incumbentes, entonces el fomento de la contratación a plazo se habrá traducido en un menor coste para la tarifa; al hacer más baratas las compras de energía para el suministro de último recurso, se habrán reducido posibles ineficiencias productivas en el mer-cado diario, y las empresas dominantes habrán visto reducidos sus beneficios. No obstante, a falta de un estudio más detallado sobre el efecto que ha tenido la contratación a plazo sobre el funcionamiento del mercado, hay algunas razones que aconsejan cautela.

VolumenPrimero, para que los efectos de la contratación a plazo sean significativos, los volúmenes afectados deben de ser lo suficientemente elevados en relación con la potencia y las demandas residuales de las empresas. Como se mencionó en la Sección 4 de este informe, la Ley del Sec-tor Eléctrico permitía lo que el Libro Blanco también aconsejaba: la afectación con contratos a plazo de un volumen muy superior de potencia al actualmente vigente. Dicha conclusión se basaba en simulaciones de oligopolio del mercado eléctrico español, que indicaban el volumen




adecuado que debían de alcanzar los contratos a plazo para que se verificasen sus efectos pro-competitivos (para un análisis más detallado sobre los modelos de simulación, véase la Sección 2 del informe109). Considerada la diferencia existente entre las recomendaciones del Libro Blanco (5-6 GW por empresa en horas punta) y el tamaño de las EPE que se han implementado hasta la fecha (un máximo de 1,25 GW por empresa), es probable que las EPE actuales sólo hayan tenido un impacto reducido sobre el funcionamiento del mercado spot.

Aunque las CESUR y los mercados organizados sean una fuente adicional de contratación a plazo, la participación de los generadores en estos mercados es voluntaria. Esto implica que los generadores no participarán en las subastas o en otros mercados a plazo voluntarios si no les resulta ventajoso (por ejemplo, si con ello se redujera su potencial poder de mercado).

Efectos dinámicosLa discusión de párrafos anteriores sobre los potenciales efectos procompetitivos de la contrata-ción a plazo obviaba la posibilidad de que se produzca una retroalimentación de los precios del mercado diario a los precios de los mercados a plazo. La razón es que los primeros afectan a las expectativas de los pujadores sobre la rentabilidad de vender/comprar energía a plazo. Cuando las subastas se repiten de forma frecuente e indefinida (o sin fecha límite conocida), el propie-tario de los activos podría tener interés en fijar precios elevados en el mercado diario, para que los pujadores que participen en las subastas futuras estén dispuestos a pagar un precio mayor por la opción de compra. Así, el precio spot será superior al que se establecería en ausencia de efectos dinámicos (por ejemplo, si toda la capacidad virtual se subastara en una única subasta), pudiéndose disipar por completo el efecto procompetitivo de los contratos110.

Actitudes frente al riesgoLa tercera reflexión se refiere al efecto de las actitudes frente al riesgo de los compradores/ven-dedores sobre los mercados a plazo. Aunque pueda resultar paradójico, los generadores podrían enfrentarse a un mayor riesgo cuando venden su energía a plazo a un precio fijo que cuando la venden en el mercado diario día a día. La razón es que una gran parte de la volatilidad en los be-neficios de las empresas (al menos la que afecta a sus centrales térmicas convencionales) proviene de la volatilidad en el coste de los combustibles (gas, petróleo, carbón). Si bien los precios del mercado spot aumentan ante una elevación de tales costes, no lo hacen los precios establecidos con anterioridad en los mercados a plazo. En la medida en que las empresas sean aversas al ries-go, esto puede por ejemplo implicar que el precio al que estén dispuestos a vender su producción en las subastas CESUR sea superior al precio esperado del mercado spot.

109. Para una simulación alternativa del posible impacto de la contratación a plazo en España usando datos de 2005, véase de Frutos y Fabra (2008).110. Véase Schultz (2005) para una modelización de tales efectos.



ParticipaciónLa última reflexión se refiere a la identidad de las empresas que previsiblemente querrán par-ticipar en los mercados a plazo, cuestión crítica si se tiene en cuenta que la distribución de los contratos es importante para evaluar, como se comentó con anterioridad, sus posibles efectos.

Considérense las subastas CESUR o los mercados de futuros organizados, en los que las empre-sas generadoras tienen el derecho, pero no la obligación, de participar. Las empresas grandes, sobre las que los contratos podrían tener un efecto de mitigación del poder de mercado, prefe-rirán que sean sus rivales de menor tamaño, o empresas sin activos, quienes se hagan con los contratos. Esto es así porque de producirse efectivamente el efecto procompetitivo, las primeras perjudicadas serían ellas, al ver reducidos los precios spot con los que se retribuye la mayor parte de su producción111. En manos de empresas pequeñas o de empresas sin activos, los efectos de los contratos son, como se discutió en párrafos anteriores, muy reducidos o incluso nulos.

Considérese la participación en las subastas EPE. Las empresas dominantes están obligadas a su-bastar el derecho de uso de sus activos, por lo que su participación como vendedores en las EPE está fuera de cuestión. ¿Quién debería actuar como comprador de las opciones? Sería positivo que los compradores fueran empresas potencialmente interesadas en invertir en activos físicos. Esto permitiría que la compra de la opción fuera una fuente de aprendizaje sobre el funciona-miento y rentabilidad del mercado, de tal manera que se redujeran las barreras de entrada. Sin embargo, dada la excesiva fragmentación de las opciones (en un principio, las EPE se subasta-ban en lotes de 2 MW, valor que recientemente se ha elevado hasta los 10 MW) y su corta vida (nunca más allá de un año), difícilmente la compra de una opción podrá constituir una puerta de entrada al sector. Los compradores de las EPE serán, como ocurre con cualquier otro activo financiero, empresas cuya única finalidad es el arbitraje. Además, si una mayor simetría entre competidores hace que el mercado sea más competitivo, entonces sería deseable que las empresas de menor tamaño se hicieran “virtualmente” mayores a través de la adquisición de contratos a plazo.

Por tanto, las empresas que voluntariamente participan como contraparte en las subastas CE-SUR y EPE no son, previsiblemente, las que harían que estos contratos fueran más efectivos.

Sugerencias regulatoriasComo sugieren las reflexiones anteriores, se podrían considerar algunas modificaciones en el actual diseño de las EPE y de las CESUR para evitar sus posibles efectos negativos y potenciar los positivos. Sería conveniente que las EPE afectaran a un mayor volumen de potencia, así como que se alargara su período de entrega (al menos para algunos de los productos), alejando la fecha de la celebración de la subasta del momento de la entrega. Con ello se mitigarían algunos de sus efectos dinámicos adversos y se potenciaría su función de fomento de la entrada. Estas medidas

111. Éste puede ser de hecho un motivo por el que los mercados a plazo no se han desarrollado de forma espontánea y por el que su liquidez no va más allá de la que obliga la Ley.




también estarían en consonancia con las conclusiones del Libro Blanco, que recomendaba con-tratos con una duración no inferior a tres años. También sería deseable que el precio de ejercicio de las opciones estuviera indexado a los precios del combustible (para reducir el riesgo de los compradores de los contratos), así como evitar una excesiva fragmentación de los lotes, lo cual también contribuiría al fomento de la entrada (véase Cuadro 5).

Cabe esperar que las modificaciones recientes en el diseño de las EPE (eliminación del producto trimestral, reducción del número de subastas por año y aumento del tamaño de los lotes) me-joren su eficacia. Sin embargo, si bien estos cambios van en la dirección correcta, es probable que no sean suficientes para hacer que las EPE sean un instrumento efectivo para fomentar la competencia en el mercado eléctrico español.

En cuanto a las subastas CESUR, éstas podrían evolucionar con el tiempo hacia un mecanismo que permitiera la “competencia por el mercado”112, como complemento a la “competencia en el mercado”. Para ello, sería necesario que las subastas se celebraran con antelación suficiente al período de entrega y que los contratos fueran a largo plazo (por ejemplo, contratos a diez años), de modo que en ellas pudieran participar potenciales entrantes, antes de llevar a cabo sus inversiones, con mayores garantías de recuperación de sus costes medios, y así también, menores costes de capital.

De este modo, la competencia entre los potenciales entrantes llevaría los precios del suministro no ya al precio del mercado spot (como es el caso en las actuales subastas CESUR), que (en el mejor de los casos) refleja el coste marginal del sistema, sino que llevaría el precio al coste medio de las nuevas instalaciones. Este último es el que los mercados competitivos (en los que, a dife-rencia del mercado eléctrico, existe una verdadera libertad de entrada y salida en todas las tec-nologías) retribuyen en el medio plazo113. La “competencia por el mercado” podría tener efectos positivos adicionales, al disciplinar el comportamiento de los generadores incumbentes, hacer que el mercado fuera más competitivo y alentar la entrada de nueva capacidad de generación hasta su nivel eficiente.

No habría que alterar el funcionamiento del mercado spot: toda la energía pasaría por el merca-do spot, y se seguiría retribuyendo toda ella al precio marginal del sistema. El contrato firmado entre la empresa y la parte que obtiene la energía (por ejemplo, el regulador) se liquidaría por diferencias; por ejemplo, si el precio de la subasta es de 50€/MWh, mientras que el precio del mercado spot en una hora dada es de 70€/MWh, la empresa pagaría al regulador 20€/MWh, mientras que sería el regulador quien pagaría 20€/MWh a la empresa si el precio del mercado

112. El economista de la escuela de Chicago, Harold Demsetz, acuñó este término por primera vez (véase Demsetz, 1968).113. Los grandes consumidores, que ya no se pueden acoger a la tarifa regulada y tienen que pagar (indirectamente) los precios del mer-cado spot, empiezan a alzar su voz. Por ejemplo, como se recoge en Cinco Días y El País, los días 3 y 4 de agosto de 2008, el presidente del grupo siderúrgico Arcelor-Mittal, expresó que “la industria no quiere ni subvenciones ni tarifas reguladas...el objetivo es lograr precios competitivos con contratos a plazo a muy largo plazo, basados en el coste real de generación, pero no en el precio marginal del sistema como es en el caso del pool”. Cuestiones similares se han expresado en los mercados eléctricos en otros países.



spot es de 30€/MWh114. Liquidar el contrato a largo plazo por diferencias entre el precio acor-dado en el contrato y el precio spot es necesario para la eficiencia productiva (minimización de costes), así como para la eficiencia en el consumo. Sin embargo, ello no implica que los consumi-dores hayan de pagar (ni las empresas recibir) las cantidades que resulten de multiplicar el precio del mercado spot por toda la energía consumida y producida. De hecho, dado que los contratos se liquidan por diferencias, los consumidores acaban pagando un importe igual a multiplicar el precio del contrato por la energía contratada. De existir discrepancias entre el precio spot y el precio del contrato, los consumidores recibirían o pagarían la diferencia a través de conceptos fijos que no alteran sus decisiones óptimas de consumo; lo mismo, pero con signo contrario, ocurriría con los generadores, de tal manera que la eficiencia del despacho no se vería afectada (muy por el contrario, en la medida en que estos contratos por diferencias redujeran el poder de mercado, el despacho sería más eficiente).

Los contratos permitirían reducir rentas excesivas, al tiempo que se evitarían quebrantos pa-trimoniales: para las unidades sujetas a estos contratos, subidas futuras de los precios spot no generarían windfall profits, porque implicarían una mayor liquidación por diferencias de las empresas a la tarifa; de igual modo, reducciones futuras de los precios spot no generarían win-dfall losses, porque implicarían una mayor liquidación por diferencias, esta vez de la tarifa a las empresas.

Por último, los nuevos contratos permitirían mejorar el funcionamiento del mercado spot: en la medida en que una parte cada vez mayor de la energía estuviera sujeta a este tipo de contratos por diferencias, el poder de mercado se mitigaría.

Otro aspecto que necesitaría ser analizado se refiere a la asignación del dinero que recibe (o paga) el regulador cuando estos contratos se liquidan por diferencias. Una posibilidad es que tales superávit (o déficit) sean devueltos (o pagados) a los consumidores como un pago de suma fija (o impuesto de suma fija). También podrían ser utilizados para reducir (aumentar) las tarifas de acceso o financiar el coste de las actividades reguladas o de los subsidios regulados (como aquellos recibidos por las energías renovables).

Estas cuestiones van irremediablemvente ligadas al incentivo a la inversión, razón por la que nos volveremos a detener en este asunto en la Sección 6.2 del informe.

114. Puesto que éstos son contratos a largo plazo, sería deseable usar precios indexados a los precios del combustible (incluyendo precios de los derechos de emisión).




6.2.Lareformadelospagosporcapacidad

Como se describió en la Sección 4 del informe, en 2007 se modificó el sistema de pagos por capacidad, introduciéndose uno que distingue el servicio de disponibilidad del incentivo a la in-versión, siendo este último una función decreciente del índice de cobertura. A continuación nos detendremos en el análisis de algunas de sus características.

LaregulaciónnoconfíaenunmercadosóloenergíaLa modificación del sistema de pagos por capacidad no altera, sino que consolida, uno de los principios que han regido la regulación del mercado eléctrico en España: el que no sólo se re-tribuya la energía producida, sino también el servicio que aporta al sistema la capacidad por el mero hecho de estar disponible. En otras palabras, en España las autoridades energéticas no han optado por un mercado sólo energía puro (o energy-only-market, en su terminología anglosajo-na).

Esta opción es la contraria a la adoptada en algunos países, pero está en línea con otros. Mien-tras que el regulador británico decidió en 2001 eliminar el sistema de pagos por capacidad, en

Cuadro 5: Recomendaciones regulatorias en relación con las subastas EPE

Volúmenes

- Aumentar los volúmenes subastados (con ello se mitiga el incentivo al ejercicio del poder de mercado).

- Establecer un tamaño mínimo de los lotes superior al actualmente vigente (así se favorece tanto la entrada en el mercado minorista como en el mayorista; además, algunos modelos indican que es preferible, desde el punto de vista de la competencia, que se concentre la capacidad virtual sobre un menor número de agentes, para que éstos puedan ejercer presión competitiva).

Períodosdeentregayfrecuenciadelassubastas

- Alargar los períodos de entrega (con ello se reduce la incertidumbre de los adjudicatarios sobre su perma-nencia en el mercado, favoreciendo la entrada. También es probable que tenga un efecto de mitigación del poder de mercado).

- Reducir la frecuencia de las subastas concentrando un mayor volumen en cada una de ellas; alejar la fecha de las subastas del período de entrega; establecer un calendario predefinido para las subastas EPE sujeto a re-visión en función de algunos indicadores sobre la intensidad de la competencia (con ello se reduce el incentivo a manipular los precios del mercado spot para aumentar las primas en la subasta).

Productosypreciosdereferencia

- Establecer precios de referencia indexados al precio de los combustibles, CO2, cotizaciones de divisas, etc. (sólo así se conseguirá mitigar la incertidumbre de los pujadores, favoreciendo que las subastas de productos con períodos de entrega más largos no queden desiertas).



varios estados de Estados Unidos (incluyendo Nueva Inglaterra, Pennsylvania, Nueva Jersey y Maryland, PJM) se han adoptado diferentes tipos de pagos por capacidad. De hecho, no existe unanimidad sobre su necesidad o conveniencia.

Los defensores de los mercados sólo energía arguyen que los pagos por capacidad no son ne-cesarios para alcanzar el nivel óptimo de capacidad en el mercado. Consideran que se pueden crear unos incentivos de inversión adecuados a través de la combinación de los mercados spot o a plazo, pagos por desvíos y contratos de reserva de largo plazo con el operador del sistema. Para alcanzar un nivel de fiabilidad óptimo (y disminuir la necesidad de capacidad de generación adicional) también pueden utilizarse mecanismos para incentivar la interrumpibilidad por el lado de la demanda (al menos por parte de los grandes consumidores).

El paradigma de los mercados sólo energía asume que existe libre entrada y salida del mercado, y que la demanda es elástica al precio. En dicho mercado siempre existiría un precio para el que la oferta se igualara a la demanda: en períodos en los que existiese un problema de exceso de demanda, los precios subirían hasta superar la valoración que tienen del bien ciertos consumi-dores, que por tanto se retirarían voluntariamente del mercado, permitiendo que éste se vacíe. Si el precio que están dispuestos a pagar los consumidores supera el coste medio de las centrales necesarias para satisfacer dichos consumos, entonces se llevarían a cabo las inversiones de tal manera que nunca existiría racionamiento ni, en consecuencia, falta de capacidad. Además, si como consecuencia de cambios en los precios relativos de los inputs o del progreso técnico sur-gieran unas tecnologías más eficientes que otras, a través de la libertad de entrada se aseguraría que el mix tecnológico resultante fuese el óptimo en todo momento. Los precios competitivos harían que todas las tecnologías cubrieran exactamente sus costes medios bajo el parque de ge-neración óptimo (para un ejemplo numérico, véase Joskow, 2007).

Los defensores de los mercados sólo energía también argumentan que, aun si no se verificaran los supuestos que sustentan el paradigma, el operador del sistema podría asegurar, a través del mercado de desvíos y contratos de reserva (incluyendo contratos de gestión por el lado de la demanda), que siempre existe un volumen suficiente de capacidad de generación y de reserva para atender a todas las posibles contingencias. Estos acuerdos pueden ofrecer señales de precio adecuadas para las nuevas inversiones, sin necesidad de introducir pagos por capacidad.

Los defensores de los pagos por capacidad (o en general, de mecanismos retributivos adicionales que complementan a los pagos del mercado de la energía) argumentan que los supuestos nece-sarios para que los mercados sólo energía generen la solución socialmente óptima no siempre se verifican en la práctica. Sin ánimo de ser exhaustivos, mencionaremos aquí algunas de las posibles razones que así lo justifican115.

115. Para mayor detalle, véase Cramton y Stoft (2006) y Fabra (2007).




Primero, en la mayoría de los mercados eléctricos se recurre a los price-caps para evitar que el poder de mercado genere un reparto desequilibrado de los excedentes. La existencia de price-caps, o límites regulatorios a la subida de precios, origina el denominado missing-money pro-blem, es decir, la insuficiencia de los recursos generados en el mercado para cubrir el coste de las inversiones. Por ejemplo, Joskow (2007) argumenta que los reguladores imponen price caps administrativos sobre los precios de la energía y servicios secundarios para tratar los problemas de poder de mercado potencial, que se sitúan muy por debajo del valor de la energía no sumi-nistrada (VOLL). Cuando los mercados están sujetos a price caps, las plantas que cubren las puntas de demanda pueden tener dificultades para cubrir sus costes fijos116. La eliminación de los price-caps ciertamente generaría mayores ingresos e incentivos a los inversores (véase el Cuadro 6 para una ilustración de este efecto), pero existe el riesgo de solucionar un problema, como es la falta de incentivos para la inversión en tecnologías punta, generando otro, como es el poder de mercado y la transferencia de rentas que éste provoca. Los contratos para la nueva capacidad (que se describen más abajo) pueden ser un modo de mitigar el poder de mercado al tiempo que se ofrecen incentivos adicionales para la incorporación de la nueva capacidad.

Segundo, la demanda de electricidad es poco elástica al precio117 por la propia naturaleza de la electricidad como bien esencial en muchos de sus usos, y porque la mayor parte de los consu-midores no pagan los precios que se negocian en el mercado dado que las tarifas no recogen las variaciones horarias de los precios de la electricidad118. Esto incrementa la necesidad adicional de capacidad de generación (que el mercado sólo energía puede no ser capaz de proveer en su tota-lidad). Las tarifas minoristas subsidiadas (como es actualmente el caso para varios consumidores en España) pueden exacerbar este problema y generar una necesidad de capacidad excesiva.

Los defensores de los pagos por capacidad también argumentan que aun si los consumidores pudieran variar su consumo ante cambios en los precios, y así expresar su verdadera elasticidad, no se evitaría la necesidad de mantener márgenes de reserva sobre la demanda punta. Existen razones técnicas que así lo justifican –la tarificación en tiempo real no garantiza un ajuste de la demanda en tiempo real–, pero también económicas –las decisiones individuales sólo tienen en cuenta el valor de la energía consumida, pero no internalizan las externalidades positivas que generan las inversiones al aumentar la fiabilidad del sistema.

116. Existe evidencia empírica que confirma que los mercados sólo energía efectivamente sufren el denominado missing money problem (véase Joskow, 2003 y 2007), o de forma equivalente, el hecho de que los mercados de sólo energía competitivos no cubren los costes fijos de las plantas de punta. Basándose en evidencia de Nueva Inglaterra, y asumiendo un coste marginal de producción de entre 50$ y 100$/MWh, Joskow (2003) estima que los beneficios anuales de una turbina moderna de gas rondarían los 10,000$/MW/año, cifra muy inferior a su coste estimado, de aproximadamente 60.000-80.000$/MW/año. Sin embargo, como también puntualiza Joskow, el missing money problem no puede ser atribuido únicamente a la existencia de price-caps. En muchos estados de Estados Unidos, a pesar de que los price-caps se sitúan muy por debajo del VOLL, éstos raramente limitan la subida de precios.117. Diversos estudios empíricos sitúan la elasticidad de demanda de electricidad de los hogares entre -0,2 y -0,4 (véase Reiss y White, 2005). Es decir, los hogares reducen un 0,2-0,4% su consumo durante un año ante un aumento en un punto porcentual en el precio (mar-Es decir, los hogares reducen un 0,2-0,4% su consumo durante un año ante un aumento en un punto porcentual en el precio (mar-ginal) de la electricidad, dado el equipamiento eléctrico existente. Hay fuertes variaciones en la elasticidad dependiendo del equipamiento eléctrico, niveles de renta o de consumo de electricidad de los hogares.118. Para conseguir que los consumidores pudieran expresar su (mayor o menor) elasticidad al precio habría que disponer de contadores más sofisticados, que midieran la energía a tiempo real. En España, desde junio de 2006 (a través del Real Decreto 809/2006 de 30 de junio) se está incentivando la sustitución de los antiguos equipos de medidas por otros que permitan la discriminación horaria.



La razón principal por la que se generan dichas externalidades radica en la casi total imposibili-dad de almacenar la electricidad de forma rentable. Ello implica que todas las partes del sistema tienen que funcionar en perfecta sincronía, procurando una igualación instantánea entre oferta y demanda en todo momento del tiempo y en todo punto de la red. La pérdida de equilibrio en un punto de la red tendría un efecto contagio sobre todo el sistema, provocando la pérdida de suministro de todos los individuos y empresas conectados a la red. Para evitarlo, es necesario mantener un cierto margen de reserva entre la demanda punta esperada y la capacidad instalada, de tal modo que se pueda hacer frente, bajo (casi) cualquier tipo de contingencia, a variaciones tanto de la demanda, que presenta una fuerte estacionalidad y aleatoriedad, como de la oferta, que se ve negativamente afectada por la ocurrencia de fallos fortuitos en las centrales y en la red, o por aportaciones hidráulicas o eólicas menores de las esperadas.

Bajo estas condiciones, la inversión en una nueva instalación de generación aporta valor a todo el sistema, aunque no entre en funcionamiento, porque mejora la fiabilidad de la que se benefician todos los consumidores conectados a la red. Por tanto, la fiabilidad del sistema posee alguna de las características de los bienes públicos (por ejemplo, la “no exclusión”, que implica que una vez produ-cido el bien, no se puede excluir a otros de consumirlo), lo cual justifica la intervención pública para garantizar un margen de reserva adecuado. Los operadores del sistema pueden contribuir al man-tenimiento del margen de reserva a través de los mercados de servicios secundarios, y a través de la firma de acuerdos bilaterales de reserva con las empresas. Sin embargo, estos mecanismos pueden no ser suficientes para alcanzar el nivel socialmente óptimo del margen de reserva, requiriendo, así, un incentivo de capacidad adicional119.

Sedistingueel“serviciodedisponibilidad”del“incentivoalainversión”A diferencia de la “garantía de potencia”, el nuevo sistema de “pagos por capacidad” distingue dos conceptos retributivos: el “servicio de disponibilidad” y el “incentivo a la inversión”, que-dando este último reservado a las nuevas unidades que se incorporen al sistema. Dado que no se justifica el que las unidades existentes perciban un incentivo a la inversión, resulta adecuado que se introduzca una asimetría entre el pago que perciben las nuevas unidades y las unidades ya existentes.

119. La siguiente cita de Joskow (2007) ofrece un buen resumen de las razones que justifican la existencia de pagos de capacidad: “Policymakers in many countries are concerned that competitive wholesale markets for electricity do not provide adequate incentives for investment in sufficient quantities of generating capacity or an efficient mix of generating capacity…There is now extensive empirical evidence that these concerns are valid…Electricity sector liberalization may not survive a period of underinvestment, increased hours of rolling blackouts, and higher probabilities of network collapses. A set of forward capacity obligation, capacity market, and capacity payment mechanisms can be implemented…to mitigate the missing money problem. These mechanisms can be designed to be compatible with improvements in the efficiency of spot wholesale markets, the continued evolution of competitive retail markets, as well as to restore incentives for efficient investment in generating capacity and demand response...Capacity obligation and payment mechanisms can also be designed to respond to investment disincentives that have been associated with volatility in wholesale energy prices by hedging energy prices during peak periods as well as responding to concerns about regulatory opportunism by establishing forward prices for capacity for a period of up to five years. These hedging arrangements also reduce the incentives of suppliers to exercise market power.”




Pero, ¿qué justifica que las unidades, independientemente de si son nuevas o no, reciban un in-centivo a la disponibilidad? El mayor incentivo a la disponibilidad es el margen entre el precio y el coste marginal, que suele ser mayor en horas de demanda punta, que es precisamente cuando podrían surgir mayores problemas de cobertura. En otras palabras, los incentivos de las empre-sas a estar disponibles ya están, a través de los precios de la energía, alineados con los objetivos del operador del sistema120. ¿Por qué entonces introducir pagos adicionales? ¿Es porque los pre-cios de mercado no retribuyen suficientemente los costes variables de las unidades en funciona-miento? Esta posibilidad parece improbable, dado que las centrales, a través de sus pujas, están indicando el precio por debajo del cual no están dispuestas a producir; bastaría por tanto pujar a coste marginal para evitar ser casadas a precios que no retribuyan sus costes variables, dado que además pueden recibir ingresos adicionales a través de los mercados de ajuste. ¿Es porque se considera que pueden entrar en juego otro tipo de incentivos estratégicos que, más allá del mar-gen de beneficios, puedan, por ejemplo, alterar el calendario de mantenimiento de las centrales? Si es así, se debería atacar el problema de raíz y no a través de un mecanismo de pagos fijados administrativamente. Por ejemplo, que sea el operador del sistema el que determine los períodos en los que las unidades no pueden programar sus mantenimientos, introduciendo penalizaciones si se incumplen tales indicaciones. La penalización puede tomar la forma, como se ha contempla-do en algunas propuestas regulatorias121, de un contrato financiero tal que el generador pague al sistema la diferencia entre el precio de mercado y el precio establecido en el contrato en el caso de no estar disponible, pero también se podrían contemplar otras opciones.

El “incentivo a la inversión” es función decreciente del índice de coberturaEl nuevo pago en concepto de “incentivo a la inversión” es decreciente con el índice de cobertura, siempre que éste no sea inferior a 1,1, en cuyo caso es constante, y siempre que no sea superior a 1,29, en cuyo caso es nulo (véase ilustración en la Sección 4)122 . Esta elección suscita algunas reflexio-nes.

Primero, el regulador parece considerar que el índice de cobertura adecuado es del 1,1 (o lo que es lo mismo, que el margen de reserva adecuado es del 10%), dado que es a partir de 1,1 que el pago pasa a decrecer con el índice de cobertura. Pero si el regulador sabe lo que quiere, ¿por qué se buscan caminos indirectos a través de la elección de un esquema de precios y cantidades, en vez de establecer directamente un índice de cobertura objetivo y dejar que el mercado establezca el precio al que poner disponible la capacidad necesaria para alcanzarlo (por ejemplo, a través de un mecanismo de subastas, como se discutirá más adelante)?

120. En otros contextos se esgrime como justificación para que las centrales perciban los precios del mercado (por ejemplo, las eólicas y en general las fluyentes, o las nucleares) es que éstos incentivan de manera adecuada la disponibilidad de las centrales. Parece paradójico que este mismo argumento no se aplique a la discusión que aquí nos ocupa.121. Por ejemplo, véase Batlle y otros (2006).. Por ejemplo, véase Batlle y otros (2006).122. Un efecto indirecto positivo de esta medida es que a partir de la aplicación de los nuevos “pagos por capacidad”, el índice de cobertura será público, dado que es un dato necesario para el cómputo del “incentivo a la inversión”.



Segundo, al ser decreciente, el diseño elegido replica una curva de demanda de capacidad. Se intenta así mandar señales sobre la necesidad de incorporar más o menos capacidad al sistema: el valor de la nueva capacidad es menor cuanto mayor sea el índice de reserva, y por tanto menor debe ser el pago. La misma idea estaba implícita en el sistema de pagos por capacidad vigente en Reino Unido antes de la reforma del mercado en 2001. En Reino Unido los pagos por capacidad eran mayores cuanto mayor fuera la “Loss of Load Probability” (LOLP), o probabilidad de que hubiera problemas de falta de suministro, siendo a su vez dicha probabilidad función de la demanda esperada y de las declaraciones por parte de las empresas de su capacidad disponible. Si los generadores preveían que ciertas unidades no iban a entrar en el despacho, tenían todo el incentivo a declararlas como indisponibles, para que incrementara la LOLP y con ello sus pagos por capacidad123.

El que los pagos sean una función decreciente del índice de cobertura a partir de 1,1 puede in-ducir a que las empresas lleven la inversión hasta efectivamente alcanzar el valor objetivo. Sin embargo, llegar hasta el “vértice” del esquema de pagos resultará complejo, porque requiere de un alto grado de coordinación en la toma de decisiones de inversión (que son discretas, que se dilatan en el tiempo, que son tomadas por empresas con intereses muy dispares). Ante tal complejidad, no es de descartar que se produzca otro fenómeno de signo contrario: el que las inversiones lleven el índice de cobertura hasta niveles inferiores a 1,1 (y por tanto insuficientes), para evitar que se alcance (en el año en curso y en siguientes) la parte decreciente de la curva de pagos por capacidad. Nótese que esto reduciría los pagos por capacidad en el período actual, pero también en años futuros dada la larga vida de los activos de generación.

Por otra parte, también se podría argumentar que la competencia entre inversores puede generar sobreinversión, en la medida en que las empresas compitan para ser las primeras en construir nuevas plantas y recibir los mayores pagos por capacidad asociados con un menor margen de cobertura. Sin embargo, este incentivo podría ser mitigado por el hecho de que sobreinvirtiendo hoy, una empre-sa también reduce los pagos por capacidad para futuros proyectos de inversión. Además, cuando existe poder de mercado, la intensidad de la competencia depende de la capacidad de generación disponible. Esto implica que la inversión puede no ser beneficiosa aun cuando los precios actua-les cubran los costes de inversión, reduciendo todavía más el riesgo de sobreinversión124.

Tercero, las inversiones llevan tiempo desde que se realizan las primeras gestiones hasta la puesta en marcha de la nueva planta. El hecho de que el pago por capacidad sea función del índice de cobertura cuando se culmina la inversión, introduce cierta incertidumbre en la toma de decisio-nes125, y con ella, mayores primas de riesgo. Además, ello puede perjudicar en mayor medida

123. Este comportamiento estratégico, detectado por Wolak y Patrick (1996), fue uno de los desencadenantes de la supresión de los pagos por capacidad en Reino Unido.124. Fabra y otros (2007) discuten este efecto. 125. Aun siendo un fenómeno especial por sus muchas particularidades, la inversión en energía solar fotovoltaica en España durante 2007-2008 ilustra la disparidad que puede existir entre la potencia instalada cuando se comienza y cuando se culmina una inversión: desde septiembre de 2007 a septiembre de 2008, la potencia fotovoltaica ha aumentado en más del 500% y podría superar los 1.500 MW a finales de 2008.




a los pequeños que a los grandes inversores, no sólo por sus diferentes actitudes ante el riesgo, sino también porque al concentrar un menor número de MW, disponen de información menos precisa sobre el valor más probable del índice de cobertura que va a servir para determinar sus retribuciones. De la misma manera, ello perjudicará relativamente más a las inversiones que requieren de mayores plazos de construcción.

Sin ánimo de ser exhaustivos, las reflexiones anteriores ponen de manifiesto, al menos en parte, la complejidad que se esconde detrás de los incentivos a la inversión en activos de generación. Y ello no hace más que ahondar en la idea de que si lo que se quiere es alcanzar un cierto margen de reserva, ¿por qué no hacerlo de manera directa a través de la determinación de la cantidad y no del precio?

Se abre la puerta a las subastas de capacidadUna de las novedades que introduce la nueva regulación es la posibilidad de que el regulador licite la nueva potencia a través de subastas. Bajo un sistema de subastas de nueva capacidad, el regulador asume la responsabilidad de la cobertura y utiliza las subastas como instrumento para asegurar que se incorporan los MW necesarios para mantener los márgenes de reserva en niveles adecuados.

Dado que no se ha especificado cómo se diseñarían tales subastas, aquí nos detendremos en re-flexionar sobre la forma que éstas podrían adoptar. Contemplamos dos alternativas. Una, que a través de las subastas los potenciales inversores establecieran el “pago por capacidad” al cual es-tarían dispuestos a acogerse durante sus, por ejemplo, primeros diez años de vida útil en el caso de que efectivamente se llevaran a cabo las inversiones, de tal manera que siguieran recibiendo los precios del mercado por sus ventas de energía. Y dos (como ya se discutió en la Sección 6.1 del informe), que en las subastas se estableciera el precio de un contrato por diferencias con el regulador por un volumen predeterminado de la energía producida con las nuevas instalaciones; toda la energía se seguiría vendiendo en el mercado spot, y el contrato regulatorio sólo afectaría a las liquidaciones por la venta de la energía.

Nótese que, en contraste con los nuevos “pago por capacidad”, el uso de “subastas de capaci-dad” implica que el regulador elige la “cantidad” y deja que el mercado determine el “precio”. En condiciones ideales, existe una correspondencia perfecta entre el “precio” y “cantidad”: usar un instrumento de cantidad siempre implica el uso de un precio implícito, y viceversa. Sin em-bargo, tal equivalencia se rompe en presencia de incertidumbre. Dado que la incertidumbre es intrínseca a las inversiones en capacidad de generación en electricidad, es importante entender las ventajas y desventajas de usar “subastas de capacidad” frente a “pagos por capacidad”.

Aquí no comparamos estos dos instrumentos en todas las dimensiones. Sin embargo, hay algunas características que indican que las subastas de capacidad podrían ser más efectivas que los pagos por capacidad. Primero, las subastas de capacidad tienen la ventaja de que la remuneración de



Cuadro 6: La inversión en mercados sólo energía y el óptimo social

Los mercados sólo energía sujetos a price-caps generan infrainversión con respecto a la elección de un plani-ficador social cuyo objetivo fuera la maximización del excedente total*. La capacidad socialmente óptima es aquella para la que el coste marginal de la nueva inversión, es decir, el coste unitario de su instalación (c), se iguala al ingreso marginal, que, desde un punto de vista social, es el valor de la “energía no suministrada” (v) que la nueva inversión permite suministrar. Si bien el coste marginal percibido por los agentes del mercado también es el coste fijo de la inversión (c), el ingreso marginal que ellos perciben (el price-cap, P, en este ejem-plo) es inferior al valor de la energía no suministrada (v).

Para ilustrar estas ideas, la siguiente Tabla muestra las soluciones de un ejercicio numérico muy simplificado. Se ha supuesto que dos empresas, con acceso a una misma (y única) tecnología, compiten en un mercado que retribuye toda la energía al precio ofertado por la última unidad aceptada. Previamente, ambas empresas han invertido en capacidad, enfrentándose a una demanda incierta (que por simplicidad, se asume uniformemente distribuida).

La Tabla muestra la probabilidad de fallo de suministro (la llamada LOLP) y el reparto de los excedentes económicos, además de reflejar en qué medida el mercado se acerca o no al óptimo social.

Price-cap Prob.fallosuministro Exc. consumidor/ Excedente total

Excedente total/ Exc. óptimo social

P = c 100% 0 0

P = v/4 40% 89,0% 88,9%

P = v/2 20% 64,8% 98,8%

P = 3v/4 13.3% 38,7% 99,9%

P = v 10% 12,0% 100%

NOTA: se normaliza v=1 y c=0.1.

Los resultados muestran que la probabilidad de fallo de suministro es menor cuanto mayor es el price-cap en relación con el valor de la energía no suministrada. Así, el bienestar total (sin tener en cuenta el reparto de los excedentes) se aproxima al óptimo. Sin embargo, dado que la elevación en el price-cap genera mayores precios, las empresas se apropiarían de una parte creciente del excedente del consumidor. Si al regulador le preocupa la distribución de los excedentes, fijará P bajos, por lo que el mercado sólo energía no permitirá la consecución del óptimo social. La introducción de pagos por capacidad puede ser, bajo algunas circunstan-cias, un modo de incentivar más inversión y lograr un resultado de second-best superior, en comparación con el obtenido en un mercado sólo energía.

* Véase Fabra y otros (2007)




la capacidad se determinaría de forma competitiva, y no de forma administrada. Además (a no ser que las subastas quedaran desiertas, lo que se puede evitar a través de un diseño adecuado), se aseguraría que los MW que el regulador quiere que se incorporen al sistema se incorporan efectivamente. Por último, si las nuevas plantas están sujetas a contratos a largo plazo, el funcio-namiento del mercado spot mejoraría, puesto que se mitigaría el poder de mercado126.

Las subastas podrían subsanar algunos de los problemas anteriormente identificados a los que sí es susceptible el nuevo sistema español de pagos por capacidad. Por ejemplo, el regulador, a través de la flexibilidad para alterar cada vez que abra un proceso de licitación la potencia de-mandada, podrá tener en cuenta cambios en el mix tecnológico que afectan al índice de cobertu-ra óptimo. El regulador también dispondrá de flexibilidad para poner (o no poner) condiciones sobre los licitadores (por ejemplo, si sólo quiere dejar participar a nuevos agentes con el objeto de diluir la concentración) o sobre las tecnologías ofertadas (por ejemplo, si quiere favorecer el desarrollo de energías renovables o si quiere impulsar una determinada diversidad tecnológica dentro de una determinada política de seguridad de abastecimiento energético a largo plazo). Dicha flexibilidad no genera, como podría ocurrir con otro tipo de instrumentos, incertidumbre regulatoria, dado que no afecta a la retribución de la potencia ya instalada o de la que se incor-porará con ciertos años vista a raíz de la subasta en curso.

No obstante, para que las subastas funcionen de manera adecuada, hay una serie de cuestiones críticas relacionadas con el diseño de las reglas de la subasta, que se discuten en el Cuadro 7.

En resumen, la sustitución de la antigua garantía de la potencia por los nuevos pagos por capa-cidad constituye un cambio nominal en la medida en que los pagos siguen siendo pagos adminis-trados, con mayor o menor grado de sofisticación, pero administrados. No obstante, los nuevos pagos tienen algunas características implícitas que sí son conceptualmente novedosas, como es el hecho de que se rompa la uniformidad en la retribución: dos centrales que se hayan incorporado en años distintos no tienen por qué recibir los mismos pagos. Pero para que los nuevos pagos por capacidad tengan un efecto distintivo y más eficaz, habría que explotar en mayor medida la posi-bilidad, ya contemplada por el regulador, de usar las subastas como mecanismo para la asignación de la nueva capacidad y para la determinación, a través de mecanismos de mercado, del pago por capacidad. Las actuales subastas CESUR podrían evolucionar para acabar adoptando la forma de subastas de capacidad o subastas de contratos de suministro de energía a largo plazo.

126. En otros mercados ya se están utilizado subastas para la licitación de nueva capacidad de generación eléctrica (aunque los detalles del me-canismo concreto puedan diferir en alguna medida de los aquí propuestos). Por ejemplo, en Nueva Inglaterra (Estados Unidos) y en Colombia, se están adjudicando a través de subastas contratos a largo plazo con los generadores, permitiendo que en estas subastas participen poten-ciales inversores, dado que no se requiere la entrega de la energía hasta que no hayan transcurrido cuatro años desde la adjudicación de los contratos (en el caso de Colombia, para las grandes inversiones hidráulicas, se permite un lapso de siete años hasta el compromiso de entrega física de la energía). Las empresas que se adjudican contratos de energía a través de la subasta quedan sometidas a contratos financieros cuya finalidad es la mitigación de sus (potenciales) incentivos a ejercer poder de mercado.



Cuadro7:Eldiseñodelassubastasdecapacidadquefomentalaparticipacióny mitiga el riesgo de colusión

Las subastas son un mecanismo de asignación de bienes y de determinación de precios. Su correcto funciona-miento depende de que el diseño de sus reglas sea el adecuado para el tipo de bien o servicio subastado, del número y características de los potenciales pujadores, etc.*. Hay dos cuestiones críticas para que las subastas sean competitivas: que se produzca la afluencia de un número elevado de pujadores y que se evite la colusión entre ellos para elevar precios, o para “repartirse el mercado”, por ejemplo, absteniéndose de participar en unas subastas para participar sin competencia en las de años siguientes. El diseño de la subasta, los requi-sitos de elegibilidad y las características de los potenciales pujadores afectan de forma importante a ambas cuestiones.

Participación:

Para fomentar la participación hay que primar la sencillez de las reglas de la subasta. En principio, no hay razón alguna para que las subastas de nueva capacidad sean complejas. Diseños basados en subastas ascen-dentes simultáneas, que pueden requerir varias rondas de pujas (como en las subastas CESUR y EPE, tal y como se describe en la Sección 4 del informe), no serían necesarios porque no existen sinergias y/o comple-mentariedades significativas entre los bienes subastados. Un diseño sencillo, como una subasta a sobre cerra-do, podría generar buenos resultados.

La existencia de asimetrías entre los potenciales pujadores puede suponer un freno a la participación de los que se creen más débiles (por ejemplo, los pequeños inversores frente a las grandes empresas eléctricas ver-ticalmente integradas). Para evitarlo, se puede optar por reservar un porcentaje de la capacidad subastada para nuevos entrantes (como se hizo en la asignación de las licencias de telefonía móvil en países como Reino Unido), limitar la potencia máxima que puede ser adjudicada a una única empresa, reducir los costes de par-ticipación a través de requisitos mínimos para la eligibilidad de los pujadores, o de nuevo, optar por subastas a sobre cerrado, que tienden a generar mayores tasas de participación.

Colusión:

Dadas las características de las subastas de nueva capacidad, y la posibilidad de mitigar la colusión a través de un diseño adecuado, dicha preocupación no debería ser un obstáculo al uso de las subastas. Por ejemplo, el que las subastas de nueva capacidad determinen una tarifa fija para toda la vida útil de la instalación y el que se celebren con una periodicidad anual, dificulta los acuerdos colusivos. Si un inversor decidiera desviarse de manera unilateral del acuerdo colusivo, su comportamiento sólo podría ser castigado al cabo de un año (en caso de que dicho inversor decidiera participar de nuevo en las subastas), y en cualquier caso nunca afectaría a la retribución de la potencia asignada en la subasta en curso.

El que las mismas empresas que compiten en la subasta estén simultáneamente presentes en otros mercados (por ejemplo, venden su electricidad en el mercado diario y posiblemente también en el minorista), abre la puerta a castigos más inmediatos ante posibles desvíos del acuerdo colusivo, lo que facilitaría la colusión en la subasta (efectos multimercado). Sin embargo, esto sugiere que los nuevos entrantes, todavía no presentes en el mercado diario o en el minorista, no son susceptibles de tales castigos, por lo que tendrían una ventaja relativa en las subastas de nueva capacidad, maximizando la posibilidad de ruptura de acuerdos colusivos.

* Véase Klemperer (2004).


Conclusiones sobre temas clave en los mercados del gas y la electricidad en España


7. Conclusiones sobre temas clave en los mercados del gas y la electricidad en España

Este informe ha ofrecido una visión general de la evolución reciente de los mercados de gas y electricidad en España desde una perspectiva de la competencia y de la regulación, situándola en el contexto más amplio de la industria energética europea. De este análisis surgen algunos temas clave que comentaremos en esta última sección del informe.

7.1. Tendencias de la competencia en el mercado mayorista del gas

El crecimiento de la demanda de gas en España continúa siendo alto, alimentado por la expan-sión de la generación de electricidad con gas. Esto ha abierto el mercado a la entrada de nuevos participantes que utilizan GNL importado. Sin embargo, Gas Natural todavía representa aproxi-madamente el 60% del gas total obtenido, debido a su posición en el mercado regulado del gas y al hecho de que suministra gas a algunos de sus rivales en el mercado minorista. Aunque su posición de incumbencia está siendo erosionada en el tiempo, todavía sigue siendo significativa.

El incremento en las importaciones de GNL hace que España sea uno de los importadores de gas más diversificados de Europa, con ninguna fuente de gas representando más del 40% de los flujos en 2007 y con una serie de suministradores alternativos de gas disponibles. La prevalencia del GNL sobre el gas a través de gasoductos es también única en Europa y sitúa a España en una posición particularmente buena para beneficiarse de una mayor competencia gas-to-gas (princi-palmente en la forma de competencia entre países exportadores de GNL) si ésta se desarrollase en gran medida en el futuro. Sin embargo, los precios mayoristas actuales del gas (de GNL y de gas a través de gasoducto) están altamente vinculados a los precios del petróleo en lugar de a la dinámica competitiva a corto plazo dentro del mercado internacional del gas. Esto, sumado al hecho de que España depende prácticamente por completo del gas y del petróleo importado, hace que el mercado energético español esté muy expuesto a las fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo. Esto se ha evidenciado en la primera mitad de 2008, cuando los precios del crudo alcanzaron niveles sin precedentes (aumentando un 50% en relación a 2007) y afectaron significativamente a los mercados españoles del gas y la electricidad.



El segmento más dinámico en el mercado español del gas continúa siendo el sector del ciclo combinado, impulsado por la entrada significativa de nueva capacidad de generación de ciclo combinado. La demanda de los ciclos combinados (CCGT) se ha más que duplicado en los últimos cuatro años. Esto ha permitido a las empresas eléctricas que suministran a sus CCGT (principalmente Iberdrola y Unión Fenosa) adquirir una posición significativa en el mercado liberalizado del gas. A su vez, esto ha estimulado la competencia en el mercado industrial del gas, proporcionando a los entrantes la escala y flexibilidad necesarias para competir por clientes. Como resultado, la cuota de Gas Natural en los mercados de gas de ciclo combinado e industrial ha disminuido, situándose su cuota global en el mercado liberalizado del gas por debajo del 50%. Esto hace que el comportamiento del mercado español sea uno de los mejores de Europa en términos de competencia de gas por clientes industriales y de generadores de energía.

7.2. Competencia y tendencias en la industria mayorista de electricidad

La cuestión del poder de mercado (y medidas relacionadas para mitigarlo) en el mercado de ge-neración español ha dominado el debate regulatorio desde la liberalización del sector a finales de los noventa. Como se discute en la Sección 2, los mercados de generación eléctrica son proclives al ejercicio de poder de mercado, especialmente en presencia de una estructura de mercado con-centrada como la que existía en España en el momento de la liberalización.

Con el tiempo, la estructura del mercado de generación en España se ha vuelto menos concen-trada y el poder de mercado es ahora una problemática menor a cuando el sector fue liberali-zado por primera vez. Esto se debió, en gran medida, a la entrada de nueva capacidad de ciclo combinado, principalmente del incumbente de gas, Gas Natural, pero también de empresas independientes y de empresas eléctricas más pequeñas (principalmente, de Unión Fenosa hasta la fecha). Como resultado, la cuota conjunta de producción y capacidad ordinaria de los dos ma-yores generadores cayó del 80% a finales de los noventa a aproximadamente el 60% en 2007. El segmento de ciclo combinado del orden de mérito de generación (que es la tecnología marginal y que fija precio más importante en el mercado) está también significativamente menos concentra-do que el mercado global. Esto ha sido positivo para la competencia en el sentido de que puede esperarse que haya limitado los precios fijados por los generadores principales.

Nuestro análisis también muestra que, como resultado del incremento de generación indepen-diente, Endesa e Iberdrola prácticamente han dejado de ser pivotales (es decir, requeridas para cubrir la demanda total del sistema) en el mercado de generación español. Por otra parte, las empresas grandes pueden influir en los precios aun cuando no son pivotales, dado que todavía pueden enfrentar una demanda relativamente inelástica. Además, los dos generadores incum-bentes en conjunto siguen siendo pivotales durante una cantidad significativa de horas. Esto, aun en ausencia de cualquier tipo de coordinación tácita, puede resultar en precios que se sitúen por encima de los niveles competitivos. El IHH para el mercado español de generación, bajo




una definición restrictiva de mercado que excluye la generación en régimen especial y capacidad localizada en Portugal, también continúa estando en niveles que típicamente se asocian a mer-cados concentrados. Esto no sucede cuando se consideran definiciones más amplias de mercado (incluyendo régimen especial y/o toda la generación en la Península Ibérica). Por tanto, todavía se requiere una atención continuada, tanto del Gobierno como del regulador, sobre medidas que mitiguen el poder de mercado (revisadas más adelante), si bien no significa que ésta sea necesa-riamente el área donde se necesitan mayores esfuerzos regulatorios en este momento.

Otra característica notable del mercado mayorista de electricidad en España ha sido el creci-miento de la generación renovable en el mix global de combustibles. Sólo la energía eólica repre-sentó el 16% de la capacidad total instalada en 2006, y se prevé que exceda el 20% en 2011. Los incentivos dirigidos a la generación renovable han sido muy significativos, pero no necesaria-mente reflejan el valor real de las externalidades positivas asociadas con este tipo de electricidad. En el futuro, y a fin de preservar un mix de energía apropiado y contener los costes energéticos, se necesitará una mejor evaluación empírica de estas externalidades, y acudir a mecanismos de mercado que permitan obtener la cantidad correcta de generación renovable.

La generación en régimen especial (que también incluye algunas fuentes renovables) y de ciclo combinado actualmente representan más del 50% de la capacidad instalada total en España. Esta cuota podría alcanzar los dos tercios del mercado en 2011, creando potencialmente un mix de energía desequilibrado. La cuestión de cómo enfrentarse al crecimiento proyectado de estas tecnologías en el mix de energía global plantea un reto regulatorio difícil para el futuro próximo.

7.3.Reformasdelmercadodeelectricidad

El mercado de electricidad ha estado sujeto a varias reformas regulatorias desde su liberaliza-ción. Esto ha contribuido a un grado significativo de inestabilidad regulatoria a lo largo de los años. Este informe ha revisado varias de las reformas políticas introducidas recientemente en el mercado de la electricidad. Éstas incluyen las siguientes:

Subastas EPE. La imposición de subastas EPE sobre Endesa e Iberdrola desde mediados de 2007 representa el intento reciente más importante del Gobierno para mitigar el poder de mercado en los mercados de generación. Esto puede verse como un modo, a mucha menor escala, de llenar parte del vacío dejado por la eliminación de los CTC (que habían contenido indirectamente los precios mayoristas en los primeros años del mercado, pero que perdieron eficacia con el tiempo y que fueron formalmente eliminados en 2006). Estas subastas todavía cubren una cantidad relativamente limitada de energía (alcanzando un máximo de 1,25 GW por empresa a mediados de 2008) y están muy por debajo de los valores recomendados por el Libro Blanco de 2005 sobre el mercado español de generación, que calculó requerimientos de EPE de 5-6 GW de capacidad



de punta por empresa en 2008. Además, existen varias consideraciones en el diseño de las su-bastas que probablemente reduzcan la eficacia de estas medidas (al menos en comparación con las desinversiones de activos). Estas consideraciones son principalmente la corta duración y la repetición frecuente de las subastas. Es por tanto poco probable que sólo las EPE (al menos en su formato actual) puedan mejorar significativamente la competencia en el mercado español de generación.

Contratación bilateral. Una serie de medidas han sido introducidas para expandir más el papel de la contratación bilateral en el mercado mayorista español y desplazar volúmenes del merca-do diario. Este movimiento comenzó en 2006, cuando una gran proporción de los volúmenes comercializados en el mercado mayorista fueron asimilados en contratos bilaterales dentro de empresas verticalmente integradas, y remunerados a precios por debajo del precio del mercado diario. Ésta fue una medida altamente ineficiente, cuyo objetivo principal era reducir los costes mayoristas de la energía para los distribuidores y reducir el creciente déficit tarifario. Esto creó una distorsión importante en el mercado, que eventualmente se manifestó en un incremento de los volúmenes vendidos en los mercados de gestión de desvíos y de resolución de restricciones técnicas y en un incremento brusco en el coste de estos servicios. La medida se eliminó a comien-zos de 2007, al mismo tiempo que se introdujo un diseño de mercado formal para los contratos bilaterales en la forma de subastas para la demanda regulada de electricidad (CESUR). Como vimos en el cuerpo principal de este informe, estas subastas pueden tener algunos aspectos po-sitivos (por ejemplo, pueden estabilizar el componente energético de la tarifa eléctrica si tienen un plazo lo suficientemente largo y pueden por tanto mejorar el proceso de fijación de la tarifa), pero es improbable que vayan a mitigar el poder de mercado y contener los precios spot, a menos que tengan lugar mucho antes del período de entrega. Sin embargo, las subastas CESUR podrían ser usadas en el futuro para obtener contratos de más largo plazo, facilitando de esta manera la entrada.

Minoración de sobreingresos resultante del Emission Trading Scheme europeo. La medida apli-cada por el Gobierno para eliminar los sobreingresos que pueden recibir los generadores por el funcionamiento del ETS para el período 2006-2012, ha reducido los precios mayoristas de electricidad (en relación a los que hubieran tenido lugar sin tal minoración). Mientras que esta medida está jugando un papel significativo en la reducción del tamaño del déficit tarifario eléctri-co, no se trata de una medida estructural de la que pueda esperarse una mejora en el tiempo del funcionamiento del mercado mayorista, y su ámbito está limitado sólo al impacto de los precios de los derechos de emisión de CO2.

Pagos por capacidad en electricidad. El mecanismo de pagos por capacidad también fue re-formado por el Gobierno en 2007. El nuevo sistema es similar al anterior en el sentido de que todavía se basa en pagos por capacidad determinados administrativamente. Para hacer que el sistema sea más eficaz, sería aconsejable contar más con las subastas como mecanismo para asig-nar y determinar los pagos por capacidad. Estas subastas podrían combinarse con las actuales subastas CESUR y ser utilizadas para asignar contratos de energía a largo plazo a los potenciales




inversores, haciendo que el mercado sea más impugnable. Desarrollamos una serie de propuestas para este efecto en la parte central de este informe.

Eldéficittarifarioenelectricidad. Como resultado de una decisión explícita del Gobierno, las tari-fas minoristas no se han incrementado en línea con los precios mayoristas de la electricidad en los últimos años. Esto ha dado lugar a la aparición de un déficit tarifario significativo (especialmente en 2005-2006 y nuevamente en 2008). La fijación de tarifas minoristas por debajo de los precios liberalizados envía señales incorrectas a los consumidores en el corto plazo (fijando el precio de la electricidad por debajo de su coste). Éste es particularmente el caso, puesto que los determinantes principales de los aumentos recientes de los precios de la electricidad parecen haber sido los au-mentos de los precios internacionales del combustible, lo cual debería verse reflejado en los precios minoristas. Mantener los precios artificialmente bajos, y no permitir precios en tiempo real, al menos para algunos clientes, puede llevar a unos niveles excesivos (e ineficientes) de demanda de electricidad y de capacidad de generación. El creciente déficit tarifario también retrasó la aparición de una competencia efectiva en el mercado residencial de electricidad (y de ofertas duales) al menos hasta finales de 2006 (cuando se reformó el diseño de la tarifa). Ésta es una fuente añadida (aunque probablemente menor) de ineficiencia debido al déficit tarifario.

Las medidas mencionadas anteriormente han tenido lugar dentro del mismo diseño fundamental del mercado para la electricidad y tratan directa o indirectamente con aspectos del diseño de mercado, pero no con su estructura. La experiencia de otros mercados liberalizados de genera-ción (principalmente el británico) muestra que las intervenciones estructurales continúan siendo el modo más eficaz para lograr un mercado más competitivo. En España, la entrada de empresas más pequeñas a través de nuevos ciclos combinados ha mejorado la estructura competitiva del mercado, a pesar de que esto sólo puede reducir de forma gradual los niveles de concentración. Otro modo eficaz de mejorar la estructura del mercado sería aumentar la interconexión con sistemas vecinos, incluyendo Portugal (en el contexto de MIBEL) y Francia. El control de fusio-nes puede también ser utilizado para fomentar una estructura de generación más competitiva a través de las condiciones que se negocian con las empresas (como ha hecho recientemente la Comisión Europea y anteriormente las autoridades británicas). Las recientes desinversiones de Endesa a E.On/Viesgo mejorarán la estructura del mercado de generación (aun cuando no son el resultado de una intervención regulatoria). Sin embargo, este mecanismo también tiene limitaciones (principalmente por el hecho de que las partes que se fusionan necesitan ponerse de acuerdo sobre los compromisos propuestos).

7.4. Liberalización de los mercados residenciales de energía

La evidencia analizada en este informe muestra que el progreso de los entrantes en el sector energético residencial español es limitado, a pesar de que el mercado ha estado completamente abierto a la competencia durante más de cuatro años.



Los mercados residenciales continúan estando dominados por los suministradores incumbentes, quienes son propietarios de la red de distribución. Para la mayoría de los clientes españoles (más del 80%), las empresas incumbentes son Endesa o Iberdrola en el suministro de electricidad, y Gas Natural en el suministro de gas. En promedio (entre todas las regiones), menos del 5% de todos los clientes se han cambiado del suministrador incumbente a un nuevo entrante en electri-cidad, y sólo aproximadamente el 10%, en gas. Esto se debe, en parte, porque el porcentaje de consumidores de tarifas reguladas que cambia de suministrador sigue estando limitado (especial-mente en electricidad, donde en promedio menos del 10% de los clientes estaban en el mercado liberalizado en 2007). Además, de aquellos clientes que cambiaron de contrato, la clara mayo-ría permanecieron con sus suministradores incumbentes (aproximadamente, el 75% de los que cambiaron tanto en gas como en electricidad durante 2007). Sin embargo, el comportamiento en el cambio residencial de suministrador no es distinto al de otros países en Europa, algunos de los cuales tienen incluso niveles de cambio menores. También es importante destacar que lo que importa a los clientes es el precio que pagan y la calidad del servicio que reciben. La competencia potencial creíble (por ejemplo, en la forma de ofertas duales competitivas del propietario de la red de electricidad para los clientes de gas, y viceversa para electricidad) puede conseguir esto sin necesidad de que el cliente se cambie a otro operador distinto del incumbente.

Las razones del lento proceso de entrada en el mercado minorista de electricidad son bien cono-cidas. La presencia de un déficit tarifario severo en 2005 y 2006 (unido a un diseño ineficiente de la tarifa regulada) implicaron que los márgenes para los comercializadores fuesen negativos, llevándolos a reducir su presencia en el mercado (éste ha sido particularmente el caso para Iber-drola y, más recientemente, para Gas Natural). Esta situación fue hasta cierto punto corregida en 2007 con el reconocimiento ex-ante del déficit. Es posible, que con el tiempo, el hecho de que el déficit tarifario sea reflejado ex-ante en la tarifa (y que las tarifas de acceso sean disminuidas para compensarlo) permita que se desarrolle la competencia en el mercado minorista de electri-cidad (como parecen indicar los mayores niveles de cambio observados en la segunda mitad de 2007). Sin embargo, la eliminación del déficit de tarifa sería un modo más eficaz y eficiente de garantizar un terreno de juego en el mercado minorista, puesto que también enviaría señales más eficientes para el consumo de electricidad. Es por tanto decepcionante que el Gobierno ajustara las tarifas minoristas en julio de 2008 mucho menos de lo que había recomendado la CNE (un incremento del 11%) para prevenir un incremento adicional en el déficit tarifario en 2008 en re-lación con los niveles reconocidos ex-ante cuando las tarifas iniciales para 2008 fueron fijadas.

Podría decirse que el lento progreso en la entrada al mercado residencial es debido a una com-binación de inercia general del cliente en los mercados residenciales (que también es evidente en otros países europeos), a la integración vertical de distribución y suministro, y al impacto indi-recto del déficit tarifario eléctrico. Este último factor está dificultando la entrada en gas, dado que un modo eficaz de entrar en el mercado residencial es a través de ofertas duales que combi-nen gas y electricidad. Esto significa que el entrante real y potencial más eficaz en cada área de distribución de electricidad tiende a ser el incumbente de gas, y viceversa. La evidencia de los patrones de cambio observados en España en los últimos cuatro años indica que éste probable-




mente sea también el caso en España. Sin embargo, la competencia de ofertas duales se ha visto dificultada por la presencia de un déficit tarifario eléctrico, dado que éste ha hecho que el margen sobre el componente de electricidad de la oferta dual sea negativo. Esto parece haber reducido la rentabilidad de la entrada de empresas eléctricas en los mercados residenciales de gas, y de empresas de gas en los mercados de electricidad. Con el tiempo, la eliminación de restricciones regulatorias ineficientes debería permitir desarrollar una competencia minorista más efectiva. En la transición hacia un mercado residencial de electricidad completamente liberalizado, deberían mantenerse sin embargo tarifas de último recurso que reflejen los precios de mercado127.

7.5. Inestabilidad regulatoria

La regulación y la política de la competencia en los mercados del gas y la electricidad en España han sido inestables en los últimos años, lo que está contribuyendo a un alto grado de incertidumbre regulatoria. Si bien un cierto grado de riesgo regulatorio es inevitable en un mercado complejo y al-tamente regulado como el energético, el grado de inestabilidad regulatoria exhibido en la industria energética española desde su liberalización ha sido excesivo. Existen varios ejemplos de esto:

- El control de fusiones no se ha aplicado de manera consistente en los últimos años, con una operación relativamente pequeña (Unión Fenosa/Hidrocantábrico) bloqueada sin condiciones y otra (Gas Natural/Iberdrola) bloqueada en base a criterios regulatorios vagos y no sujeta a una evaluación adecuada de la competencia. Las recomendaciones inconsistentes del regulador del sector y de las autoridades de la competencia sobre la fusión Gas Natural/Endesa aumentó aún más la incertidumbre sobre la aplicación del control de fusiones en la industria.

- Como se analizó más arriba, el diseño de los mercados mayoristas de electricidad ha estado sujeto a algunas intervenciones significativas en los últimos años (algunas de las cuales han distorsionado el mercado). Estas medidas incluyeron la imposición temporal de un precio máximo efectivo sobre cantidades significativas de volúmenes mayoristas en 2006 y cambios continuos en el mecanismo de pagos por capacidad. Esto aumentó el riesgo regulatorio, es-pecialmente para las empresas más pequeñas y los potenciales nuevos entrantes con menos conocimientos del sector y menos habilidad para gestionar riesgos.

- La política de incentivos para la energía renovable no se ha mantenido estable a lo largo del tiempo y no se basa en un análisis económico robusto. La incertidumbre en 2008 sobre la remuneración para la energía solar a partir de 2009 es un ejemplo.

- La regulación de los mercados minoristas de electricidad también ha sido altamente inesta-ble. El hecho de que las tarifas minoristas se aumentan de manera discrecional por parte del

127. Podrían considerarse diferentes estructuras para tales tarifas. Véanse, por ejemplo, las propuestas contenidas en Joskow (2000) y las estructuras de las tarifas minoristas actualmente vigentes en el mercado minorista de electricidad noruego (véase von der Fehr y Hansen, 2008).



Gobierno, unido con el hecho de que no han sido ajustadas en línea con los precios liberali-zados, ha hecho más difícil a los minoristas independientes entrar en el mercado de manera exitosa. Las reformas regulatorias implementadas en 2007 han cambiado esta posición, pero probablemente lleve tiempo antes de que se produzca una entrada significativa de empresas independientes en los mercados minoristas energéticos españoles.

7.6. Recomendaciones de política sectorial

Las recomendaciones de política sectorial que pueden derivarse de nuestro análisis sobre la re-ciente evolución de la regulación y de la competencia en los mercados del gas y la electricidad en España son las siguientes:

• Incentivarelusodemecanismosdemercadoparaalcanzarunmix de generación equilibrado y para mejorar la gestión de la demanda

En la actualidad, el mercado energético español depende en gran medida del gas importado y está directamente expuesto a las variaciones de los precios internacionales del gas (y del petróleo). Para aumentar la seguridad en el suministro y contener los costes futuros de la energía, es necesario profundizar en la diversificación tecnológica. En la práctica, esto significa que hay que continuar incentivando las energías renovables, pero no por ello obviar el análisis coste-beneficio de la políti-ca de fomento de las energías renovables, que debe de tener en cuenta las externalidades positivas que estuvieran asociadas a este tipo de generación. Deberían también explorarse mecanismos para preservar el papel actual que juegan la energía nuclear y el carbón en el mix energético en el medio plazo (siempre que se demuestre su eficiencia y coherencia con los objetivos medioambientales).

Deberían de considerarse mecanismos de mercado para la licitación de capacidad adicional de generación al sistema, que determinen un nivel óptimo de remuneración por nueva capacidad, promuevan un mix energético apropiado y que también fomenten que el mercado de producción de electricidad sea más impugnable.

También se requieren esfuerzos más decisivos para incentivar ahorros de energía y una mayor eficiencia energética, lo cual pasa por incentivar y posibilitar el que la demanda responda a cam-bios en los precios de mercado. Las señales de precios para los consumidores finales deberían mejorarse tanto en el corto plazo (permitiendo una mayor discriminación horaria) como en el largo plazo (eliminando el déficit tarifario).

• Ajustarlastarifasdeelectricidadparaprevenirunamayoracumulacióndeldéficittarifario

En España, las tarifas reguladas de suministro eléctrico están todavía por debajo de los precios del mercado de producción eléctrica. Ésta es una situación insostenible, y no envía señales de




mercado correctas a los usuarios finales de electricidad (al menos en el medio/largo plazo). La ausencia de una mayor discriminación horaria, junto con el hecho de que los precios minoristas se han mantenido artificialmente bajos durante un período considerable en España, puede haber generado niveles excesivos de demanda y, por tanto, requerir niveles ineficientes de capacidad instalada. El hecho de que las tarifas reguladas hayan permanecido por debajo de los precios de mercado también ha distorsionado la competencia, tanto en el mercado minorista de la electrici-dad (al menos hasta finales de 2006) como en el mercado de las ofertas duales de gas y electrici-dad (afectando así también la competencia por los consumidores de gas residencial). Por ello, es crítico ajustar las tarifas en base a un calendario creíble y bien definido, para ponerlas en línea con los precios de mercado y prevenir una acumulación adicional del déficit tarifario. Esto debe-ría realizarse de forma simultánea al refuerzo de las medidas tendentes a aumentar la competen-cia en el mercado mayorista eléctrico. Con el tiempo, la eliminación de políticas de subsidios en la tarifa minorista podría -como un objetivo secundario- permitir una liberalización más rápida y más eficaz, tanto en el mercado del gas como en el de la electricidad. No obstante, antes de la eliminación del control de precios a nivel minorista, el regulador necesitaría asegurarse que la competencia entre las empresas es lo suficientemente intensa en los mercados minoristas.

• Hacermásefectivaslasmedidasdemitigacióndelpoderdemercadoenelmercadodepro-ducción de electricidad

Las medidas introducidas por el Gobierno para mitigar el poder de mercado en el mercado de generación pueden hacerse más efectivas. Esto afecta, en particular, a las subastas EPE, imple-mentadas desde mediados de 2007. Éstas deberían afectar a un mayor volumen de potencia, al tiempo que la duración de los productos subastados debería ser más larga. Por otra parte, las subastas CESUR no deberían considerarse como una medida de mitigación del poder de merca-do, dado que la participación de los generadores en este tipo de subastas no es obligatoria. Sin embargo, la mitigación del poder de mercado es quizás una cuestión menos crítica ahora que durante las primeras fases de la liberalización, gracias, en parte, al crecimiento de las empresas de menor tamaño en el mercado.

• Inducirunaestructurademercadoycorporativaeficientes

Deberían eliminarse los impedimentos legales o regulatorios artificiales para que se produzca una eficiente reestructuración corporativa en el sector energético, respondiendo a tendencias tecnoló-gicas o de mercado, u originadas en el mercado por el control corporativo. Deberían de utilizarse reformas estructurales allí donde sea posible para mejorar el funcionamiento de los mercados del gas y la electricidad en España (incluyendo medidas para favorecer una mayor interconexión con los países vecinos, tales como Portugal y Francia, y una capacidad doméstica de almacena-miento de gas más significativa). Siguiendo el ejemplo de los reguladores en otros países, y más recientemente, de la Comisión Europea, la aplicación de la legislación de competencias, así como el control de fusiones, podrían ser utilizados de manera más efectiva en el futuro, con el objetivo de mejorar la estructura del mercado como medio para incentivar la competencia.



• Promoverlaestabilidadregulatoria

El gran número de medidas adoptadas por el Gobierno durante los dos últimos años ha contri-buido a la inestabilidad regulatoria y creado un marco regulatorio complejo. Existe la necesidad de promover la estabilidad regulatoria en el tiempo (tanto para empresas como para consumi-dores), a la vez que mejorar la regulación allí donde sea posible, con medidas bien seleccionadas y dirigidas. La política de defensa de la competencia también debe de ser aplicada de forma consistente dentro del marco de la UE, y debe de estar guiada por un análisis económico de los efectos de las prácticas restrictivas o de las concentraciones. La política de fusiones debería de permitir la reestructuración corporativa del sector, siempre que ésta no distorsione la competen-cia efectiva, y siempre que favorezca la mayor eficiencia de las empresas y les permita adquirir una escala suficiente en los mercados energéticos internacionales (por ejemplo, un tamaño sufi-ciente para asegurarse insumos a precios razonables). De manera similar, los mecanismos regu-latorios de compensación por energías renovables (por ejemplo, energía solar y eólica) han de fijarse sobre la base de metodologías económicas robustas, lo cual sería garantía de una mayor estabilidad regulatoria para las nuevas inversiones. Por último, la política tarifaria debería de servir para alcanzar y mantener un mercado energético eficiente y competitivo, y no para contri-buir a otros objetivos, tales como el control de la inflación.


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Anexo 1: Datos regionales sobre los mercados españoles del gas y la electricidad en 2007



Este Anexo contiene información estadística regional sobre los mercados españoles del gas y la electricidad en 2007. Ofrece un desglose de los datos más detallado que el contenido en el cuerpo central del informe (principal-mente en la Sección 5). Los datos contenidos en este Anexo hacen referencia sólo a la España peninsular (esto es, no incluyen información sobre las islas y territorios españoles fuera de la península).

Gas

La Tabla A.1 muestra los niveles de importaciones y de demanda de gas por región en 2007. Las importaciones de gas por región son asignadas en base a la localización de los puntos de entrada, tanto para gasoductos (que entran al territorio español por Andalucía y Navarra) como para GNL (con terminales localizadas en Andalucía, Valencia, Cataluña, Galicia, Murcia y País Vasco). La localización de estas conexiones de importaciones de gas implica que Andalucía es la región con la mayor posición exportadora de gas al resto de España (+89 TWh), seguida de Navarra (+14 TWh) y Valencia (+12 TWh). Otras regiones con un balance positivo de gas son Murcia, País Vasco y Galicia. Las regiones con grandes déficit de gas (debido a su localización geográfica) son: Madrid (-28 TWh), Castilla-La Mancha (-22 TWh) y Castilla y León (-21 TWh).

La Tabla A.2 ofrece detalles adicionales sobre la demanda de gas por región, distinguiendo entre demanda or-dinaria (para uso no eléctrico) y demanda del sector de electricidad (principalmente para la producción de ciclo combinado). En general, las regiones con los mayores niveles de demanda de gas son (por orden): Cataluña, Andalucía, Valencia y País Vasco (que en conjunto representan el 60% de la demanda nacional total de gas). Si uno considera sólo la demanda ordinaria de gas (para uso residencial e industrial, excluyendo el sector eléctrico), las posiciones regionales relativas cambian: las regiones con el mayor consumo ordinario de gas son (por or-den): Cataluña, Valencia, Andalucía, Madrid y País Vasco. Estas cinco regiones representan de manera conjunta dos tercios de la demanda nacional total de gas. Los mayores niveles de demanda de gas del sector eléctrico se produjeron en Andalucía y Cataluña (que en conjunto representaron el 46% de la demanda total de gas para electricidad), debido a la presencia de una cantidad significativa de capacidad de ciclo combinado en estas dos regiones. En Murcia y País Vasco también se demandaron cantidades significativas de gas para la generación de electricidad en 2007.

La Tabla A.3 muestra la evolución de la liberalización del gas por región, tanto en términos de volúmenes como de número de clientes. En general, cerca del 90% de los volúmenes de gas se consumieron en el mercado libera-lizado. Las regiones con una cuota particularmente alta de demanda de gas liberalizado son: Murcia, La Rioja, Andalucía, Cantabria, Valencia, País Vasco y Navarra (todas por encima del 90%). Estas regiones (excepto Cantabria) tienden a ser aquellas con una demanda de gas relativamente alta por cliente, debido a la presencia de un significativo consumo de gas de los ciclos combinados e industriales. En términos de número de clientes, las



regiones con las mayores cuotas de clientes liberalizados son País Vasco (más del 80%) y Asturias (más del 50%). Esto parece deberse a la política comercial del suministrador incumbente de gas (Naturgas, parte del grupo EDP/HC). La mayoría de las otras regiones tienen tasas de liberalización en el rango 30-40%, con la excepción de Extremadura, donde sólo el 2% de los clientes ha abandonado la tarifa regulada.

La Tabla A.4 muestra las cuotas de clientes de gas liberalizados por empresa y región a finales de 2007. Como ya hemos visto en el cuerpo central del informe, hay una variación regional significativa en las cuotas de mercado, fundamentalmente motivada por la identidad del propietario de la red regional de gas, que además tiende a ser el mayor suministrador de los clientes de gas liberalizados. EDP/HC es el mayor suministrador de gas por cierto margen en Asturias y País Vasco (donde posee la red de distribución), mientras que Endesa es la mayor empresa en Aragón. En todas las demás regiones (con la excepción de Extremadura), Gas Natural es el mayor suminis-trador de los clientes liberalizados de gas (con una cuota de mercado del 60% o superior en todas las regiones). Los indicadores de concentración regional (medidos por el IHH) tienden a ser significativamente mayores que la medida nacional equivalente. Las regiones con los mayores índices de concentración son Asturias y País Vasco (ambas en o por encima de 8.000). Sin embargo, esto refleja principalmente el hecho de que una gran proporción de clientes ha abandonado la tarifa regulada en estas dos regiones y ha permanecido con el suministrador local de gas. Un indicador de concentración alto no significa en este caso que la competencia es más débil en estas regio-nes que en otras áreas (donde una mayor proporción de clientes todavía consume a tarifa regulada y, por tanto, todavía son abastecidos por el suministrador incumbente).

Electricidad

Las Tablas que se presentan a continuación también ofrecen información regional sobre los mercados de electrici-dad. Los datos regionales a nivel minorista no están públicamente disponibles en el caso de la electricidad y, por tanto, presentamos principalmente datos sobre el mercado mayorista.

La Tabla A.5 muestra la distribución de la capacidad instalada por región a finales de 2007. Las regiones con ma-yores niveles de capacidad (todas por encima de 10 GW) fueron: Andalucía, Castilla y León, Cataluña y Galicia. Las regiones con capacidad de generación relativamente limitada (inferior a 4 GW) fueron: Asturias, Cantabria, La Rioja, Madrid, Navarra y País Vasco. Castilla y León tuvo los mayores niveles de capacidad hidráulica y de carbón de España, y cerca del mayor nivel de energía eólica. Andalucía y Murcia tuvieron los mayores niveles de capacidad de ciclo combinado, seguidas de Valencia, Cataluña, País Vasco y Aragón. Casi la mitad de la energía nuclear (3,1 GW de un total de 7,7 GW) se localizó en Cataluña.

La Tabla A.6 presenta los niveles de generación y de demanda neta por región en 2007. Las regiones con los mayores niveles de generación fueron Cataluña y Andalucía (ambos superaron los 40 TWh). La demanda en estas dos regiones también fue la mayor de España, con 47 TWh y 40 TWh, respectivamente (lo cual indica que Cataluña es un importador neto de electricidad). Las otras regiones con niveles relativamente altos de demanda de electricidad (superiores a 20 TWh) fueron: Madrid, Valencia y País Vasco. Las tres regiones tuvieron déficit de electricidad relativamente grandes (iguales a -30 TWh, -13 TWh y -10 TWh, respectivamente). Las regiones con superávit significativos de electricidad fueron Castilla y León (19 TWh), Extremadura (13 TWh) y Galicia (9 TWh).




Tabla A.1. Importaciones y demanda de gas por región, GWh, 2007

Región (Comunidad Autónoma)

Importaciones de gas (por punto de entrada)

Demanda de gas Posición neta

Andalucía 160.711 71.530 89.181

Aragón 19.988 -19.988

Asturias 5.405 -5.405

Valencia 59.035 46.567 12.468

Cantabria 7.398 -7.398

Castilla- La Mancha 22.312 -22.312

Castilla y León 21.218 -21.218

Cataluña 70.013 84.328 -14.315

Extremadura 768 -768

Galicia 8.909 7.763 1.146

La Rioja 10.774 -10.774

Madrid 27.565 -27.565

Murcia 38.122 29.636 8.486

Navarra 26.306 11.673 14.633

País Vasco 45.532 41.509 4.023

Total 408.628 408.434 194

Fuente: Enagás, cálculos propios.Nota: El equilibrio entre demanda e importaciones se alcanza con la producción doméstica de gas, almacenamiento y exportaciones.



Tabla A.2. Demanda de gas por región y tipo, GWh, 2007


Demanda ordinaria

Demanda para uso eléctrico

Total Demanda ordinaria

Demanda para uso eléctrico

Demanda total

Andalucía 31.059 40.471 71.530 11,7% 28,5% 17,5%

Aragón 14.226 5.762 19.988 5,3% 4,1% 4,9%

Asturias 5.405 5.405 2,0% 0,0% 1,3%

Valencia 35.956 10.611 46.567 13,5% 7,5% 11,4%

Cantabria 7.398 7.398 2,8% 0,0% 1,8%

Castilla- La Mancha 12.548 9.764 22.312 4,7% 6,9% 5,5%

Castilla y León 21.218 21.218 8,0% 0,0% 5,2%

Cataluña 59.276 25.052 84.328 22,3% 17,6% 20,6%

Extremadura 768 768 0,3% 0,0% 0,2%

Galicia 6.909 854 7.763 2,6% 0,6% 1,9%

La Rioja 2.809 7.965 10.774 1,1% 5,6% 2,6%

Madrid 27.565 27.565 10,3% 0,0% 6,7%

Murcia 9.974 19.662 29.636 3,7% 13,8% 7,3%

Navarra 5.324 6.349 11.673 2,0% 4,5% 2,9%

País Vasco 25.938 15.571 41.509 9,7% 11,0% 10,2%

Total 266.373 142.061 408.434 100% 100% 100%

Fuente: Enagás.




Tabla A.3. Volúmenes de gas y clientes en el mercado liberalizado, 2007


Demanda total de gas

(GWh)

Demanda de gas

liberalizado

Clientes totales de gas (miles)

Clientes de gas

liberalizados

Consumo promedio de

gas por cliente (MWh)

Andalucía 74.269 92,6% 345 30,2% 215

Aragón 19.813 89,9% 178 28,4% 111

Asturias 5.398 73,2% 204 51,6% 27

Valencia 44.036 92,5% 571 39,7% 77

Cantabria 7.566 90,5% 150 37,6% 51

Castilla- La Mancha 19.361 80,2% 176 37,0% 110

Castilla y León 21.179 84,7% 375 42,0% 56

Cataluña 81.186 88,5% 2.054 41,0% 40

Extremadura 1.165 60,0% 52 2,3% 22

Galicia 7.634 87,4% 188 37,6% 41

La Rioja 9.742 94,4% 66 40,8% 148

Madrid 26.131 61,4% 1.628 33,7% 16

Murcia 27.537 98,6% 86 32,0% 321

Navarra 12.997 90,3% 109 42,2% 119

País Vasco 39.348 91,3% 467 80,4% 84

Total 397.364 88,3% 6.647 40,6% 60

Fuente: CNE.Nota: Los datos de demanda de gas excluyen clientes con tanques propios de GNL (plantas satélites), equivalente a 9,4 TWh en 2007.



Tabla A.4. Cuotas de clientes liberalizados de gas por región y por empresa, finales de 2007 (en porcentaje, salvo indicación en contrario)


Gas Natural

EDP/HC Endesa IberdrolaUnión Fenosa

IHH

Andalucía 82,8 14,7 2,1 0,4 7.077

Aragón 7,5 82,5 3,7 6,3 6.916

Asturias 0,1 94,0 2,5 1,7 1,8 8.848

Valencia 74,2 10,3 14,0 1,6 5.810

Cantabria 74,3 0,1 23,6 1,4 0,5 6.080

Castilla- La Mancha 80,9 1,8 11,3 6,0 6.712

Castilla y León 72,8 7,0 16,2 4,1 5.628

Cataluña 73,7 0,3 23,9 0,9 1,2 6.005

Extremadura 8,1 0,1 7,9 82,1 1,8 6.872

Galicia 59,9 27,4 0,1 12,7 4.500

La Rioja 70,8 19,7 9,2 0,3 5.485

Madrid 69,6 13,4 7,6 9,4 5.170

Murcia 80,9 0,1 8,2 10,3 0,1 6.718

Navarra 73,2 13,6 11,9 1,3 5.687

País Vasco 0,1 87,9 5,3 6,7 0,0 7.799

Número total de clientes liberalizados

1.586.296 431.015 435.791 157.502 90.676

Todas las regiones 58,7 16,0 16,1 5,8 3,4 4.009

Fuente: CNE.




Tabla A.5. Capacidad de generación instalada por región, MW, 2007


Hidráulica Nuclear CarbónFuel/ gas

Ciclo combinado

EólicaRégimen especial -

otraTotal

Porcentaje del total

Andalucía 1.046 2.051 308 4.789 1.059 1.299 10.552 12%

Aragón 1.284 1.342 1.798 1.709 944 7.077 8%

Asturias 661 2.628 276 263 3.828 4%

Valencia 1.326 1.085 2.791 413 831 6.446 8%

Cantabria 389 0 397 786 1%

Castilla-La Mancha

725 1.066 221 948 774 2.825 681 7.240 8%

Castilla y León

3.979 466 2.707 2.815 866 10.833 13%

Cataluña 2.206 3.142 160 1.570 2.441 370 1.783 11.672 14%

Extremadura 2.148 1.957 0 68 4.173 5%

Galicia 2.681 2.031 470 1.180 2.806 1.184 10.352 12%

La Rioja 8 790 486 76 1.360 2%

Madrid 59 0 457 516 1%

Murcia 28 578 3.260 90 431 4.387 5%

Navarra 11 1.186 913 373 2.483 3%

País Vasco 105 217 936 1.949 145 641 3.993 5%

Total 16.656 7.716 11.357 4.810 20.958 13.907 10.294 85.698 100%

Fuente: REE.



Tabla A.6. Generación y demanda por región, GWh, 2007


Generación Demanda Flujos netosGeneración

totalDemanda total

Andalucía 40.594 39.721 873 15% 15%

Aragón 18.756 11.071 7.685 7% 4%

Asturias 19.012 12.036 6.976 7% 5%

Valencia 14.299 27.703 -13.404 5% 11%

Cantabria 2.485 4.817 -2.332 1% 2%

Castilla-La Mancha 21.627 11.949 9.678 8% 5%

Castilla y León 33.318 13.878 19.440 12% 5%

Cataluña 40.102 47.226 -7.124 15% 18%

Extremadura 17.677 4.819 12.858 7% 2%

Galicia 28.735 19.687 9.048 11% 8%

La Rioja 5.192 1.907 3.285 2% 1%

Madrid 1.379 31.537 -30.158 1% 12%

Murcia 10.643 8.573 2.070 4% 3%

Navarra 6.516 5.431 1.085 2% 2%

País Vasco 11.039 20.916 -9.877 4% 8%

Total 271.374 261.271 10.103 100% 100%

Fuente: REE.Nota: Los valores de generación son netos del propio consumo de los generadores (equivalente a 8.753 GWh en 2007). La demanda excluye la demanda de bombeo y las exportaciones netas.


Anexo 2: Mapas de los mercados españoles del gas y la electricidad



Figura 56: Mapa del mercado mayorista de gas en España (incluye conexiones de gasoducto, terminales de GNL e instalaciones de almacenamiento), finales de 2006

Fuente: CNE.



Figura 57: Mapa de las redes regionales de distribución de gas en España

Fuente: CNE.




Figura 58: Mapa de las redes regionales de distribución de electricidad en España

Fuente: CNE.


Anexo 3: Lista de acrónimos


Anexo 3: Lista de acrónimos

bcm billion cubic metres

CE Comunidad Europea

CESUR Contratos de energía para el suministro de último recurso

CCGT combined-cycle gas turbine (turbinas de ciclo combinado)

CNC Comisión Nacional de Competencia

CNE Comisión Nacional de Energía

CO2 dióxido de carbono

CTC costes de transición a la competencia

EDP/HC Energías de Portugal/Hidrocantábrico

EPE emisión primaria de energía

ETS Emission Trading Scheme

GNL gas natural licuado

GW gigavatio

GWh gigavatio-hora

IEA International Energy Agency (Agencia Internacional de Energía)

IHH índice Herfindahl-Hirschman

ISO independent system operator (Operador del sistema independiente)

ITC Industria, Turismo y Comercio

ITO independent transmission operator (Operador del transporte independiente)



kWh kilovatio-hora

LOLP loss of load probability (Probabilidad de fallo se suministro)

MIBEL Mercado ibérico de electricidad

MMbtu millones de unidades térmicas británicas

MW megavatio

MWh megavatio-hora

OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico

OMEL Operador del Mercado Eléctrico

OMIE Operador del Mercado Ibérico – Polo español

OMIP Operador del Mercado Ibérico – Polo portugués

OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo

PSI pivotal supply index (Índice de pivotalidad)

RD Real Decreto

RDL Real Decreto Ley

REE Red Eléctrica de España

REN Red Eléctrica Nacional (Portugal)

RSI residual supply index (Índice de Oferta Residual)

TDC Tribunal de Defensa de la Competencia

TJCE Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas

TUR Tarifa de último recurso

tcm trillion cubic metres

TPA third party access (acceso a terceros)

TSO Transmission system operator (operador del sistema de transporte)

TWh teravatio-hora

UCTE Union for the co-ordination of transmission of electricity

UE Unión Europea

VOLL Value of Lost Load (Valor de la energía no suministrada)

VPP Virtual Power Plant (emisión primaria de energía)



Com

pete

ncia

y R

egul

ació

n en

los

Mer

cado

s E

spañ

oles

del

Gas

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ctri

cida

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Púb

lico

- Se

ctor

Pri

vado

1

Giulio Federico Centro Sector Público - Sector Privado, IESE-Universidad de Navarra

Giulio Federico es Policy Research Fellow del Centro Sector Público - Sector Privado del IESE Business School y Senior Consultant de CRA International, consultora en el campo económico. Es doctor en Economía por la University of Oxford. Su trabajo se centra en la aplicación de herramientas económicas en el diseño de políticas de competencia y regulación, con especial interés en los mercados energéticos. Ha asesorado a empresas y reguladores en el análisis de varios casos recientes de competencia en el sector energético, tanto a nivel europeo como español. Sus áreas de interés incluyen el estudio de cuestiones sobre la competencia en los mercados energéticos y en el análisis económico del abuso de posición de dominio.

Xavier Vives Centro Sector Público - Sector Privado, IESE-Universidad de Navarra

Xavier Vives es profesor de Economía y Finanzas y Director Académico del Centro Sector Público - Sector Privado del IESE Business School. Es doctor en Economía por la University of California en Berkeley. Es miembro del Economic Advisory Group sobre política de la competencia de la Comisión Europea, del European Economic Advisory Group de CESifo, editor del Journal of the European Economic Association, miembro de la Econometric Society, así como de su consejo, y presidente de la Asociación Española de Economía en 2008. Sus áreas de especialización son la organización industrial, la economía de la información y la economía bancaria y financiera.

Natalia Fabra Universidad Carlos III de Madrid

Natalia Fabra es profesora titular de la Universidad Carlos III de Madrid e investigadora asociada del CEPR. Es doctora en Economía por el European University Institute en Florencia. Su trabajo se centra en el análisis del comportamiento estratégico en los mercados eléctricos dentro de tres áreas: el diseño de reglas de mercado, el análisis de cuestiones dinámicas como las inversiones en capacidad y la contratación a plazo y el análisis empírico del poder de mercado. Sus trabajos han sido publicados en revistas de primera línea como Rand Journal of Economics, Journal of Industrial Economics, e International Journal of Industrial Organization.

Informes del Centro Sector Público - Sector Privado 1

Giulio Federico y Xavier Vives

Con la colaboración de Natalia Fabra


competencia y regulación en los mercados españoles del … report_esp_tcm5-54915.pdf · informes...

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