boletin periodico de energia y sociedad numero9

1 de junio de 2009 Número 9
Boletín de Energía y Sociedad Número 9, 1 de junio de 2009 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO Novedades en el sector
p. 2 p. 2 Impacto de las energías renovables en el crecimiento económico y en el empleo.
Reflexiones de interés
p. 5 Definición del mercado geográfico relevante y uso de índices de concentración para evaluar el nivel de competencia en mercados eléctricos.
Reflexiones sobre regulación, sobrerregulación y desregulación.
Evolución de los mercados energéticos
p. 5 p. 9 p. 13 EN ESTE NÚMERO… ...en el apartado de novedades en el sector, analizamos un estudio financiado por la Comisión Europea en el que se estiman los beneficios netos, en términos de crecimiento económico y de empleo, de la implantación de energías renovables. En el apartado de temas de reflexión, presentamos un artículo en el que dos investigadores del Laboratoire d’Analyse Économique des Réseaux et des Systèmes Énergétiques (LARSEN) proponen una metodología para la aplicación del índice de concentración Herfindahl‐Hirschman (índice HHI) a los mercados eléctricos que permite tener en cuenta una definición dinámica del mercado geográfico relevante, que incluye el efecto de las interconexiones. Además, analizamos un artículo del Profesor Stephen Littlechild en el que presenta varias alternativas novedosas (subastas, acuerdos negociados e implicación activa de las empresas reguladas y de los consumidores en el proceso regulatorio) para regular actividades monopolísticas que evitan los problemas de sobre‐regulación que, según él, caracterizan en la actualidad a la regulación de las actividades de redes en el Reino Unido. Esta quincena se caracterizó por un fuerte incremento medio (superior al 8%) de las cotizaciones a plazo del barril de crudo, impulsado por las expectativas sobre la recuperación económica, la depreciación del dólar y en factores de carácter geoestratégico. Los precios del gas natural, el carbón y los derechos de emisión de CO2 se mantuvieron relativamente estables, al igual que los precios medios en los mercados eléctricos europeos (a excepción de Nord Pool). www.energiaysociedad.es 1
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Novedades en el sector Impacto de las energías renovables en el crecimiento económico y en el empleo. La Dirección General de Transporte y Energía de la Comisión Europea ha financiado un estudio, publicado a finales de abril de 2009, en el que se analiza y se cuantifica el impacto del desarrollo de las energías renovables sobre el empleo y el crecimiento económico en Europa utilizando una serie de modelos micro y macroeconómicos que tienen en cuenta los efectos intersectoriales de las políticas de apoyo a las energías renovables. Los resultados del estudio sugieren que la implementación de políticas de promoción de renovables que permitan cumplir con el objetivo de cubrir un 20% de la demanda de energía primaria con este tipo de energía en 2020 darán lugar a impactos netos positivos sobre el crecimiento económico en la UE y sobre el empleo. Enlace: Dirección General de Energía y Transporte, Comisión Europea, “The impact of renewable energy policy on economic growth and employment in the European Union”, 27 de abril de 2009.
El trabajo fue encargado a varias instituciones, centros de investigación y universidades europeas (Fraunhofer ISI, Ecofys, Energy Economics Group, Rütter + Partner Socioeconomic Research + Consulting, Société Européene d’Économie y Lithuanian Energy Institute) y tenía por objetivo ofrecer “información científicamente robusta” sobre los efectos económicos en el crecimiento y en el empleo del desarrollo de las fuentes de energía renovables, teniendo en cuenta tanto los efectos directos (en el sector de las energías renovables) e indirectos (en otros sectores relacionados), como los efectos brutos y netos, utilizando un conjunto de modelos que garantizan la calidad y refuerzan la confianza en el análisis. El principal resultado del estudio sugiere que implementar una política de promoción de las energías renovables que garantice el cumplimiento del objetivo de cobertura de un 20% de la demanda de energía final en 2020 daría lugar a un incremento neto del PIB de la UE de 0,54% y a 410.000 empleos adicionales (netos), en relación con los niveles actuales. Los objetivos generales que identificó la Comisión Europea en enero de 2007 a la hora de plantear una nueva política energética para la Unión Europea en la Comunicación titulada “Una política energética para Europa” incluían “...luchar contra el cambio climático, limitar la vulnerabilidad extrema de la Unión Europea a las importaciones de hidrocarburos y promover el crecimiento y el empleo...” El desarrollo legislativo consiguiente culminó, en el caso de las energías renovables, en la reciente aprobación por el Parlamento y el Consejo Europeo, en diciembre de 2008, de la “Directiva sobre la promoción y el uso de energía procedente de fuentes renovables”, que fija objetivos para los Estados miembros de la Unión Europea en relación con el uso de energías renovables. Para alcanzar los objetivos de renovables, resulta relevante incrementar el conocimiento sobre el impacto económico de la implantación de estas tecnologías. De acuerdo con los autores del estudio, aunque está generalmente aceptado que las energías renovables contribuyen de forma relevante a las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero y a una mayor seguridad de suministro www.energiaysociedad.es 2
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energético en Europa, existen ciertas dudas sobre la contribución neta de este tipo de energías al crecimiento económico y a la creación de empleo.1 El objetivo concreto del estudio, según sus autores, es analizar los efectos, en términos de crecimiento económico y empleo, de las políticas de desarrollo de las energías renovables, utilizando una metodología científica basada en modelos complejos y contrastados y en resultados validados por expertos y por los agentes interesados a través de un proceso de consulta pública. Como indican los autores del estudio, los efectos económicos de la promoción e impulso a las energías renovables no se reducen solamente a su impacto sobre sector energético, sino que afectan de manera directa o indirecta a todos los sectores y agentes económicos. Tanto los consumidores, como el sector industrial y de servicios, y las relaciones exteriores de los países se ven influenciadas de alguna manera por el crecimiento de las energías renovables. Entre los efectos que podrían afectar a las economías nacionales y provocar cambios en los niveles de producción y empleo en los Estados miembros que se analizan explícitamente en el análisis se incluyen los siguientes: (a) variaciones en la demanda de inversiones y en las actividades de operación y mantenimiento en el sector energético (tanto renovable como convencional), (b) cambios en los precios del suministro eléctrico para los consumidores domésticos que alteren su renta disponible y, por lo tanto, sus patrones de consumo, (c) variaciones del precio de la energía para los sectores industrial y servicios que afecten al precio de bienes intermedios y, por consiguiente, al precio de los bienes y servicios para el consumidor final, (d) cambios en los patrones de exportación e importación de combustibles fósiles y de tecnología, y (e) aumentos de productividad que afecten a la utilización de mano de obra. Con el objetivo de caracterizar adecuadamente y cuantificar todos estos efectos económicos, los autores del estudio utilizaron una combinación de modelos y de fuentes de información que permiten estimar los impactos sobre las tecnologías y en la economía como conjunto del desarrollo de las energías renovables. El trabajo analítico se dividió en cuatro fases. En la primera fase, se recopiló información sobre capacidad instalada de tecnologías renovables y sobre costes de inversión y producción históricos, utilizando la base de datos GREEN‐X. En la segunda fase, se estiman los efectos brutos del desarrollo pasado y presente de las energías renovables sobre el crecimiento económico y el empleo en los distintos sectores, utilizando, por un lado, un modelo input‐output estático multirregional (MULTIREG),2 y, por otro lado, datos recolectados a través de encuestas y provenientes de la base de datos AMADEUS. 1
Por ejemplo, en una Comunicación al Consejo Europeo y al Parlamento Europeo en relación con la hoja de ruta para el desarrollo de las energías renovables en Europa, la Comisión Europea declaraba que “...studies vary in their estimates of the GDP impact of increasing the use of renewables, some suggesting a small increase (of the order of 0.5%), and others a small decrease...” Vea la Comunicación completa aquí. 2
Puede encontrar más información sobre el modelo MULTIREG aquí. www.energiaysociedad.es 3
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En la tercera fase, se caracterizan escenarios de desarrollo de las energías renovables hasta 2030, basados en dos diferentes políticas sobre energías renovables posibles: (a) una política de promoción similar a la existente en la actualidad que alcanzaría una cuota de las energías renovables en la cobertura de la demanda de energía primaria del 14% en 2020 y del 17% en 2030 y (b) una política de impulso adicional a las renovables, que alcanzaría cuotas de 20% y de 30% en 2020 y 2030, respectivamente. La cuarta fase del trabajo supone estimar el impacto futuro de las políticas de promoción de renovables (en términos de crecimiento y empleo netos) en los dos escenarios utilizando dos modelos macroeconómicos conocidos (NEMESIS y ASTRA), teniendo en cuenta todos los efectos intersectoriales estimados en las fases previas y distintos escenarios de exportaciones. Los resultados obtenidos en el estudio muestran cómo en el año 2005 el sector de las energías renovables en Europa empleó a 1,4 millones de personas (0,65% del empleo total en la UE), de las cuales 0,8 millones estaban directamente empleadas por este sector, en cualquiera de las actividades necesarias para la planificación, fabricación e instalación de infraestructuras usadas por este sector o para su operación y mantenimiento, mientras que el resto de empleos correspondía a en otros sectores relacionados con el de las energías renovables (empleo indirecto). En cuanto al valor añadido bruto, el sector generó 58.000 millones de euros en 2005, lo que supone un 0,58% del Producto Interior Bruto de la UE. Tomando como referencia el escenario de mayor apoyo a las energías renovables, los autores estiman que en el 2020 el valor añadido bruto se situará considerablemente por encima del alcanzado en 2005, alcanzando 129.000 millones de euros (1,1% del Producto Interior Bruto de la UE). En cuanto al empleo, el estudio prevé que, bajo este mismo escenario, que el sector de las energías renovables genere, de manera directa e indirecta, en términos brutos, el doble de empleos que en el año 2005 (2,8 millones de puestos de trabajo). En términos netos, se aprecia que los resultados en términos de aportación al PIB y al empleo son significativamente menores, debido a que la aportación del sector de energías renovables se ve minorada por la sustitución de las energías convencionales, por un lado, y por el mayor coste de la energía renovable. A pesar de ello, las fuertes inversiones llevadas a cabo en el pasado y previstas para el futuro provocan efectos económicos netos de signo positivo. Concretamente, los modelos utilizados en el estudio prevén, bajo el escenario más favorable a la expansión de las renovables (20% en 2020), que la aportación al PIB en términos netos se situará entre un 0,23% y un 0,25% en 2020. En cuanto al empleo y bajo el mismo escenario de crecimiento de las renovables, los efectos son más moderados que en el caso anterior, situándose el incremento neto del empleo entre 396.000 y 410.000 personas en 2020. El estudio publicado por la DG‐TREN pone sobre la mesa, por primera vez, evidencia basada en un análisis científico y riguroso sobre las implicaciones, presentes y a largo plazo, de las políticas de apoyo a las energías renovables sobre el crecimiento económico y la creación de empleo. Los www.energiaysociedad.es 4
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resultados muestran que una política orientada al cumplimiento de los objetivos 20‐20‐20 podrá generar beneficios netos positivos, tanto en términos de producción como de empleo.3
Sin duda, las conclusiones obtenidas por este estudio serán de gran utilidad en el debate suscitado sobre el impacto económico de las energías renovables, reforzando la visión del impacto económico positivo a largo plazo de políticas industriales estables y comprometidas con el desarrollo de tecnologías “bajas en carbono”. La importancia de estos resultados es mayor, si cabe, en un contexto como el actual, en el que se plantea públicamente la necesidad un análisis coste‐beneficio de la implantación de renovables de cara a la actualización del marco de apoyo a estas tecnologías. Palabras clave: El cambio climático y el Protocolo de Kioto. Reflexiones de interés Definición del mercado geográfico relevante y uso de índices de concentración para evaluar el nivel de competencia en mercados eléctricos. Los investigadores Perrot‐Voisard y Zachmann, del Laboratoire d’Analyse Économique des Réseaux et des Systèmes Énergétiques (LARSEN) proponen una metodología para la aplicación del índice de concentración Herfindahl‐Hirschman (índice HHI) a los mercados eléctricos que permite tener en cuenta, a la hora de definir el mercado geográfico relevante, la interconexión entre los distintos sistemas eléctricos y la presión competitiva que ejercen los agentes que operan en mercados adyacentes. Su análisis muestra que la aplicación de la nueva metodología reduce sensiblemente el nivel de concentración, frente al habitualmente estimado en mercados eléctricos interconectados (en el caso francés, el índice HHI disminuye desde 6.500, cuando se utiliza la definición habitual de mercado relevante, hasta 3.200, cuando se tienen en cuenta las interconexiones). Enlace: Delphine Perrot‐Voisard y Georg Zachmann, "HHI, an irrelevant market indicator without a relevant market", LARSEN, abril de 2009.
Los índices de concentración son herramientas analíticas muy atractivas para las entidades reguladoras a la hora de evaluar el nivel de competencia en los mercados, incluyendo los mercados energéticos, debido a su simplicidad. Entre estos se encuentran el índice Herfindahl‐Hirschman 3
Los resultados del estudio financiado por la Comisión Europea sobre el impacto presente de las energías renovables se ven refrendados, en España, por los del informe “Estudio macroeconómico del impacto del sector eólico en España” (Asociación Empresarial Eólica), según el cual el sector eólico aportó al PIB un 0,35% del total y empleó a 35.730 personas en el año 2007. www.energiaysociedad.es 5
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(HHI), el índice de suministro pivotal (pivotal supplier index, PSI) y el índice de generación residual (residual supply index, o RSI), aunque ni la metodología para su uso ni las interpretaciones de los resultados gocen de consenso dentro de la literatura académica.4
El índice HHI mide la suma de los cuadrados de las cuotas de mercado de los agentes participantes en el mercado bajo análisis (llamado, en jerga de política de la competencia, “mercado relevante”). El PSI y el RSI son indicadores (binario, el primero, continuo, el segundo) que miden hasta qué punto la producción de un agente es necesaria para atender la demanda, una vez se ha tenido en cuenta la producción del resto de agentes. Pese al uso generalizado de estas herramientas analíticas por parte de los reguladores energéticos5 bajo el supuesto de que el comportamiento de los agentes en el mercado está estrechamente relacionado con la estructura del mismo,6 debe tenerse en cuenta que este tipo de indicadores ignora algunos aspectos que resultan muy relevantes a la hora de evaluar la capacidad de ejercicio de poder de mercado de los agentes que participan en un mercado eléctrico, como las restricciones de red, la integración vertical de las compañías, los niveles de contratación a plazo de las carteras o el hecho de que los costes de generación no son lineales.7
Una cuestión adicional de especial relevancia en el caso de los mercados de electricidad de cara a la aplicación adecuada de estos indicadores es la definición del mercado relevante sobre el que se realiza el análisis. Los mercados eléctricos están generalmente interconectados entre sí, por lo que la presión competitiva que pueden ejercer los generadores y comercializadores que operan en mercados adyacentes debe tenerse en cuenta a la hora de evaluar el nivel de competencia en el mercado cuyo nivel de competencia se analiza. Los autores señalan que algunos estudios recientes, como el de Dijkgraaf y Janssen (2008),8 analizan la definición de mercado relevante en el contexto de los mercados mayoristas eléctricos y llegan a la conclusión de que es un concepto muy volátil: el hecho de que los mercados adyacentes se “acoplen” en muchos momentos implica que las fronteras del mercado relevante pueden cambiar en el muy corto plazo (de hecho, entre una hora y la siguiente). Teniendo en cuenta la variabilidad 4
Ver una descripción de los principales indicadores de en Newbery, D., et al. (2004), “A Review of the Monitoring of Market Power”, The Cambridge‐MIT Institute, noviembre. 5
La Comisión Europea, por ejemplo, ha aplicado el indicador HHI, entre otros, en sus informes de evaluación de los progresos realizados en la creación del mercado interno de energía (ver los “benchmarking reports”) y en el “Report on energy sector enquiry” de enero de 2007. En España, la Comisión Nacional de Energía utilizó este tipo de indicadores para evaluar el nivel de competencia en el mercado mayorista eléctrico en un informe publicado en enero de 2008 (véalo aquí). 6
Este es el paradigma “estructura‐conducta‐resultados”; ver una breve introducción general a la economía industrial en Monsalve, F., “Introducción a la Economía Industrial”, Universidad de Castilla‐La Mancha, por ejemplo. 7
Ver discusiones sobre algunas de las limitaciones de los indicadores de concentración en Stoft, S. (2002), “Power System Economics. Designing Markets for Electricity”, IEEE Press, Wiley Interscience, capítulo 4‐5, Newbery, D. (2008), “Predicting Market Power in Wholesale Electricity Markets”, EPGR Working Paper 0821, agosto, o Borenstein, S. et al. (1999), “Market Power in Electricity Markets: Beyond Concentration Measures”, UCEI PWP 059, febrero. 8
Ver Dijkgraaf, E. y Janssen, M. C. W. (2008), “And/or Markets: Is there a Belgian Wholesale Electricity Market?”, Erasmus Competition & Regulation Institute. www.energiaysociedad.es 6
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del concepto de mercado geográfico relevante, Perrot‐Voisard y Zachmann proponen una serie de criterios para mejorar la metodología de aplicación del índice HHI a mercados eléctricos, utilizando como referencia el mercado mayorista francés. En concreto, proponen estimar el índice HHI con carácter horario y teniendo en cuenta el grado de utilización de las distintas interconexiones en cada momento:9 cuando la interconexión está saturada, los mercados están “desacoplados”, con lo que el mercado relevante no incluye al mercado adyacente; sin embargo, cuando la interconexión no está saturada, los mercados están “acoplados” y deben analizarse como un único mercado. Habitualmente, la definición de mercado relevante que se aplica para analizar el nivel de competencia en los mercados eléctricos se ciñe a las indicaciones generales que ha adoptado la Comisión Europea. En una Comunicación publicada en 1997, la Comisión definió el mercado geográfico relevante como el área en el que las empresas ofrecen productos y servicios en condiciones de competencia suficientemente homogéneas y distintas de las que se observan en las áreas próximas.10 La Comisión Europea, sin embargo, no es más explícita a la hora de identificar criterios cuantitativos concretos que permitan definir el mercado relevante. Hasta el momento, ha aplicado criterios estáticos, en el sentido de que no cambiaban entre una hora y la siguiente. Así, por ejemplo, ha asumido en varias decisiones que el mercado relevante es más extenso que el nacional, de forma genérica, si la capacidad de interconexión supera el 25% del consumo total nacional, si las interconexiones están saturadas menos del 5% de las horas o si los precios difieren significativamente entre las dos áreas menos de un 10% de las horas.11
Debido a la dificultad de analizar los datos sobre la capacidad disponible en las interconexiones, Perrot‐Voisard y Zachmann proponen un criterio basado en las diferencias de precios entre el mercado francés y los mercados eléctricos a los que está interconectado. En concreto, consideran que cualquiera de los mercados adyacentes al francés está acoplado a éste cuando el diferencial de precios entre los dos mercados es inferior al 5%. Este criterio (“incremento pequeño, significativo y permanente de precios”) es utilizado por la Comisión Europea como una herramienta en la determinación de mercados relevantes desde el punto de vista del análisis de la competencia.12 La 9
El mercado francés está fuertemente interconectado con los mercados eléctricos adyacentes. En concreto, existen interconexiones con el Reino Unido, Bélgica, Países Bajos, Alemania, Italia y España. 10
En concreto el mercado geográfico de referencia “...comprende la zona en la que las empresas afectadas desarrollan actividades de suministro de los productos y de prestación de los servicios de referencia, en la que las condiciones de competencia son suficientemente homogéneas y que puede distinguirse de otras zonas geográficas próximas debido, en particular, a que las condiciones de competencia en ella prevalecientes son sensiblemente distintas a aquéllas...” Ver la “Comunicación de la Comisión relativa a la definición de mercado de referencia a efectos de la normativa comunitaria en materia de competencia”, Diario Oficial n° C 372, 09/12/1997, p. 5‐13. 11
Todos estos criterios, así como otros criterios complementarios, se infieren de las decisiones de la Comisión Europea en casos de concentraciones en el sector eléctrico. Ver Vandezande, L., et al. (2006), “Evaluation of Economic Merger Control Techniques Applied to the European Electricity Sector”, The Electricity Journal, vol. 19 (6), julio. 12
Ver la “Comunicación de la Comisión relativa a la definición de mercado de referencia a efectos de la normativa comunitaria en materia de competencia”, citada en la nota 10. www.energiaysociedad.es 7
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variable que utilizan los autores para medir el grado de concentración en el mercado francés es la capacidad de generación de los distintos agentes.13
Los resultados que obtienen Perrot‐Voisard y Zachmann, analizando datos relativos al periodo entre noviembre de 2006 y agosto de 2008, muestran que la aplicación de una definición de mercado geográfico relevante más flexible varía significativamente la evaluación del nivel de concentración en un mercado eléctrico: Si el mercado relevante que se considera en el análisis es el mercado francés, el índice HHI se sitúa en el entorno de 6.500, lo que representa un nivel muy elevado de concentración. Sin embargo, cuando se tiene en cuenta el acoplamiento de los mercados, se observa que el sistema eléctrico francés únicamente es relevante un 0,47% de las horas. Esto significa que la probabilidad de que todas las interconexiones estén saturadas es muy baja. El mercado geográfico relevante más habitual es el formado por Francia‐Bélgica‐Holanda, con precios similares en un 39% de las horas. El segundo mercado geográfico relevante más habitual es el formado por Francia‐Bélgica‐Holanda‐Alemania, con precios similares un 16% de las horas. El valor medio ponderado del índice HHI, teniendo en cuenta el mercado geográfico relevante en cada hora, se sitúa en 3.218. El análisis de los niveles de concentración en los mercados eléctricos, en comparación con otros sectores, resulta especialmente complicado por sus características técnico‐económicas, tendiéndose a dejar de lado factores muy relevantes en su funcionamiento, como la interconexión con otros sistemas. En concreto, los resultados de la aplicación de indicadores de concentración tradicionales a los mercados eléctricos, como el índice Herfindahl‐Hirschman, deben interpretarse con mucha cautela, pese al uso generalizado entre los reguladores energéticos y de defensa de la competencia, debido a la dificultad de incorporar en indicadores tan simples todos los factores que determinan las posiciones de dominio en el mercado y la capacidad de ejercer poder de mercado. Como muestra el análisis de Perrot‐Voisard y Zachmann, la interconexión de los sistemas eléctricos fomenta la rivalidad en los mercados e incrementa la presión competitiva sobre los mercados geográficos nacionales, por lo que este factor debe tenerse en cuenta a la hora de calcular índices de concentración o de realizar diferentes análisis. En cualquier caso, un indicador de concentración es eso: un indicador; y de él sólo se pueden obtener indicios. Para obtener conclusiones más concretas sobre poder de mercado deben realizarse estudios más precisos, como análisis de comportamientos. Palabras clave: Competencia y poder de mercado, Competencia en el mercado eléctrico. 13
El análisis de concentración basado en el HHI puede utilizar otros indicadores; por ejemplo, otros autores lo calculan teniendo en cuenta las cuotas de producción de energía, ya que al aplicarlo a la potencia de generación se podría magnificar el poder de mercado de las centrales de pocas horas de utilización y minimizar el de las de altas horas de utilización. www.energiaysociedad.es 8
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Reflexiones sobre regulación, sobrerregulación y desregulación. En el artículo titulado “Regulation, Over‐Regulation and Deregulation”, que reproduce una conferencia impartida en la Royal Society en noviembre de 2008, el Profesor Stephen Littlechild (Universidad de Cambridge) argumenta que, en el contexto actual de crisis económica y financiera y frente a las voces que propugnan un mayor nivel de intervención pública y una regulación más estricta, debería fomentarse una implicación más explícita de consumidores y usuarios en el proceso de regulación de las actividades de redes, incluyendo la búsqueda de acuerdos negociados, un menor nivel de imposición regulatoria y una mayor confianza en la capacidad “exploratoria” de los mecanismos competitivos para promover la innovación y el cambio en las estructuras actuales de costes de suministro. Enlace: Stephen Littlechild, “Regulation, Over‐Regulation and Deregulation”, University of Bath School of Management, Occasional Lecture 22, enero de 2009.
El artículo del Profesor Littlechild comienza recordando dos preguntas que se plantearon en noviembre de 2007 en el Select Committee on Regulation en la Cámara de los Lores en el Reino Unido: ¿tiende la regulación de monopolios naturales en el Reino Unido a una situación de “sobre‐
regulación”? y ¿están impulsando los reguladores los procesos de desregulación de forma adecuada? Littlechild argumenta que, aunque debe reconocerse que el desarrollo de la regulación de los monopolios naturales en el Reino Unido ha ido acompañado de una mayor protección de los consumidores, más eficiencia, mayor calidad de servicio, incrementos en la inversión e innovación tecnológica y en productos, también es cierto que los procedimientos periódicos de control de los precios regulados son cada vez más costosos y complejos, desde el punto de vista del regulador.14
El problema, de acuerdo con Littlechild, es que la regulación actual de actividades de redes aplica técnicas económicas de economía del bienestar estáticas, en boga en los años 60 y 70, en la época en la que una gran parte de las industrias estaba nacionalizada, y que buscaban inducir precios y niveles de inversión adecuados a través de “reglas óptimas de inversión y fijación de precios”. Aunque este tipo de regulación trataba de aplicarse, la identificación de los principales problemas de las industrias nacionalizadas (costes excesivos, inversiones ineficientes, poca innovación y adaptación a las preferencias de los consumidores, etc.) dio lugar a una ola de privatizaciones y reestructuración de las industrias con el objetivo de fomentar, a través de la competencia, eficiencia, menores costes e innovación. En este contexto, se desarrollaron los esquemas de incentivos del tipo IPC‐X, que buscaban, en teoría, fomentar indirectamente la eficiencia. Littlechild señala que los reguladores suelen actuar como si las curvas de oferta y demanda fuesen (o pudiesen ser) conocidas, lo que genera una “obligación” de determinar cuáles son los costes de operación y los programas de inversión eficientes, antes de fijar los mecanismos de control de 14
Como anécdota, Littlechild comenta que el tamaño de los documentos publicados por Ofgem (antes Offer) en los procesos de revisión de precios regulados ha aumentado desde 250 páginas, en 1994/5, hasta 2.000 páginas, en 2004/5. www.energiaysociedad.es 9
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precios. Para ello, los reguladores suelen aplicar una metodología aditiva, estimando uno a uno todos los componentes de costes que, sumados, darán lugar a los “costes eficientes” (o competitivos). En la práctica, la principal consecuencia de esta forma de proceder es que, en general, los precios regulados reconocidos tenderán a situarse en niveles inferiores a los que resultarían en un entorno de competencia, debido a varias razones: (a) los precios regulados reflejan niveles de eficiencia “óptimos”, más que niveles de eficiencia reales, (b) el coste de capital reconocido refleja un entorno de bajo riesgo, más que un entorno competitivo de mayor riesgo y (c) el coste de capital reconocido no incluye una prima por riesgo regulatorio, asociado con cambios futuros e imprevistos en el marco normativo o retributivo de la actividad regulada. En este contexto, Littlechild argumenta que existen alternativas de diseño del proceso regulatorio que permitirían tener en cuenta que los reguladores no disponen de toda la información relevante sobre las curvas de demanda y de oferta de las actividades que tratan de regular y que el coste de la regulación en presencia de esta asimetría de información es excesivo. De acuerdo con el Profesor Littlechild, todos los esquemas alternativos se basan en el reconocimiento de que la rivalidad y la competencia podrían, bajo determinadas condiciones, dar lugar a un proceso de desregulación más eficiente que la regulación actual. Como ejemplo de las alternativas de regulación, Littlechild menciona los siguientes esquemas, implementados en diversas industrias y en varios países: Subastas de concesiones, como las empleadas en Argentina para identificar necesidades de desarrollo de las redes de transporte, asignar las concesiones y determinar los costes asociados. Acuerdos libremente negociados entre empresas de redes y usuarios bajo la supervisión general del regulador, como en el caso de los contratos de acceso a los gasoductos de la red de transporte en los EE.UU. y a los oleoductos y gasoductos en Canadá, o la negociación de tarifas en Florida entre empresas de gas, electricidad y telecomunicaciones y la Office of Public Counsel, como representante de los consumidores. El método de implicación constructiva (o constructive engagement) aplicado en el sector de la aviación civil en el Reino Unido, por el cual el regulador (Civil Aviation Authority) solicitó a los aeropuertos y a las líneas aéreas que asumieran parte del trabajo del regulador, negociando, en concreto, previsiones de tráfico, estándares de calidad de servicio y programas de inversión. Según Littlechild, los tres métodos dieron lugar a soluciones que, bien redujeron costes (en el caso de las subastas argentinas, a la mitad),15 bien reflejaron de forma más adecuada las preferencias de las empresas y de los consumidores, en términos de flexibilidad, variedad, alcance de los acuerdos, innovación y aprendizaje.16
15
Ver Littlechild, S. y Skerk, C. (2004), “Regulation of Transmission Expansion in Argentina Part I: State Ownership, Reform and the Fourth Line”, The Cambrige‐MIT Institute, Working Paper 61, y Littlechild, S. y Skerk, C. (2004), “Regulation of Transmission Expansion in Argentina Part II: Developments Since the Fourth Line”, The Cambrige‐MIT Institute, Working Paper 62. 16
Ver Doucet, J. y Littlechild, S. (2006), “Negotiated Settlements: The Development of Legal and Economic Thinking”, Cambridge Working Papers in Economics 0622. www.energiaysociedad.es 10
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El papel del regulador en el contexto de estas alternativas que suponen una implicación activa de empresas y consumidores en el proceso regulatorio sigue siendo primordial, pues debe garantizar que los acuerdos se alcanzan en el marco de procesos de negociación aceptables para todas las partes, en vez de centrarse únicamente en el análisis de la optimalidad del acuerdo alcanzado. Por otra parte, el regulador debe evitar la tentación de “recortar” los acuerdos, manteniendo aquellas partes que le resultan adecuadas y eliminando otras que considera menos preferibles. En vez de intervenir en el acuerdo, Littlechild propone que los reguladores deberían ofrecer información y guías a las partes involucradas sobre aspectos concretos de las negociaciones (como por ejemplo, sobre el coste de capital). Además, deben asegurarse de que los intereses generales de aquellos agentes que no participan en el proceso de negociación (los consumidores finales, a menudo, y los potenciales futuros competidores) se respetan. Littlechild también discute la utilidad de controles de precios temporales en los casos de actividades potencialmente competitivas que se liberalizan y cita como ejemplo el caso del proceso de liberalización de la actividad de suministro de electricidad a clientes finales en el Reino Unido, donde se mantuvo un techo de precios entre 1999 y 2002 que permitió proteger a los consumidores finales antes de la liberalización completa de la actividad, que ha dado lugar a una variedad de productos y contratos ofrecidos a los clientes finales. Pese a la evolución positiva del mercado minorista de electricidad en el Reino Unido, el regulador Ofgem ha propuesto recientemente nuevos controles sobre los precios orientados a eliminar las diferencias de precios no justificadas.17 En el artículo que revisamos, el Profesor Littlechild previene contra los efectos negativos que supondría la “regresión regulatoria” en términos de menor competencia, incremento del riesgo regulatorio, reducción de los incentivos a la innovación y a la reducción de precios y de los incentivos a la inversión y a la entrada en el mercado. En la parte final del artículo, Littlechild lleva a cabo una digresión sobre cuál es el nivel de rentabilidad razonable para una actividad regulada. En el caso de actividades potencialmente competitivas, Littlechild aboga por una regulación ex post (frente a la regulación ex ante que suponen los controles de precios), aunque reconoce que no debe regularse igual una actividad potencialmente competitiva que un monopolio natural. Littlechild argumenta, utilizando como ejemplos decisiones de las autoridades regulatorias y de la competencia, que no siempre resulta razonable que los beneficios reflejen el coste de capital medio de la industria. Si la regulación busca sentar unas reglas que permitan que afloren resultados competitivos, debería tener en cuenta que en los mercados competitivos los beneficios ex post de las empresas pueden ser superiores al coste de capital estimado (debido a que los resultados reales no tienen por qué ser iguales a los esperados y a que, en muchas actividades, se produce un “sesgo de supervivencia” que hace que la rentabilidad media de las empresas que sobreviven a largo plazo exceda el coste de capital medio de la actividad históricamente observado –lo cual es un resultado totalmente esperable, ya que en un entorno competitivo son las empresas más eficientes las que sobreviven). 17
Puede encontrar más información sobre las decisiones de Ofgem aquí. www.energiaysociedad.es 11
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En definitiva, la principal tesis del artículo Littlechild es que una serie de supuestos poco adecuados sobre la naturaleza y el conocimiento sobre la competencia están dando lugar a una “sobre‐
regulación” de los monopolios de redes y a un ritmo excesivamente lento de desregulación de algunos sectores y actividades que son, potencialmente, competitivos. Para resolver los problemas asociados con la “sobre‐regulación”, Littlechild plantea alternativas regulatorias menos restrictivas (light‐handed regulation) e innovadoras, como los métodos basados en subastas en las que participan también como decisores los consumidores, los acuerdos negociados entre las partes bajo la supervisión (genérica) del regulador o el método de “implicación constructiva” de los agentes en los procesos de regulación. El debate que plantea el artículo adquiere especial relevancia en el contexto actual de crisis económica y financiera. Efectivamente, en este contexto tienden a reaparecer posturas intervencionistas respecto a qué método es el más adecuado para regular las actividades que se caracterizan por ser tanto monopolios naturales como potencialmente competitivas. Las reflexiones y la revisión de casos concretos que presenta Littlechild sugieren que una mayor implicación de todas las partes (empresas y consumidores) en los procesos regulatorios puede dar lugar a resultados muy satisfactorios, evitando el elevado coste que supone –en todos los sentidos– la regulación de precios. Evidentemente, estas reflexiones son también de aplicación al sector energético, en el que la caracterización de la oferta y demanda óptimas es una tarea sumamente complicada y sujeta a una alta probabilidad de error, incluso para el regulador. Palabras clave: Actividades reguladas, Las tarifas reguladas, El proceso de liberalización de los sectores energéticos. www.energiaysociedad.es 12
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Evolución de los mercados energéticos Esta quincena se caracterizó por un fuerte incremento medio (superior al 8%) de las cotizaciones a plazo del barril de crudo. El incremento registrado se apoyó en las expectativas sobre la recuperación económica, la depreciación del dólar y en factores de carácter geoestratégico, como la inestabilidad socio‐política existente en Nigeria. Las cotizaciones de los contratos del carbón ARA y del gas natural no sufrieron grandes variaciones durante la quincena, aunque debe señalarse una ligera tendencia ascendente en el caso del carbón y una ligera tendencia descendente, en el caso del gas natural. El precio de los derechos de emisión de CO2 se mantuvo relativamente estable, consolidando el nivel alcanzado en semanas anteriores, ligeramente por debajo de 15 €/t. Los precios medios en los mercados eléctricos europeos no sufrieron grandes variaciones respecto de los niveles medios de la quincena anterior (a excepción de Nord Pool). Durante esta quincena, el crudo parece haber retomado la senda alcista nuevamente, llegando a cotizar a 60,78 $/bbl el 22 de mayo, nivel que no se observaba desde el pasado 5 de noviembre. En media, el precio del barril se situó en 58,68 $/bbl (+8,39%), para la entrega a un mes, y en 60,24 $/bbl (+7,10%), para la entrega a tres meses. Estas subidas estuvieron motivadas, principalmente, por las expectativas de una mejora en la evolución de la economía y una cierta recuperación de la demanda de petróleo por parte de China, el segundo consumidor del mundo. La inestabilidad en Nigeria, el mayor productor de petróleo de África y miembro de la OPEP, y la evolución del dólar también apoyaban las tendencias alcistas del mercado (descontando, simultáneamente, una recuperación económica y posibles restricciones a medio plazo). Al mismo tiempo, el gobernador iraní para la OPEP indicó que los elevados niveles de reservas de petróleo muestran que el mercado del crudo sigue caracterizado por un exceso de oferta; en la reunión del 28 de mayo la OPEP deberá decidir si recorta nuevamente su producción hasta que la recuperación del consumo de petróleo se consolide. Por otra parte, los precios de los contratos de gas natural alemanes (EEX‐NCG) y del carbón ARA con entrega en junio mantuvieron la misma evolución estable observada durante la quincena anterior y se colocaron en niveles entre 11,2 y 11,6 €/MWh y entre 61,0 y 63,5 $/t, respectivamente. La cotización media del gas natural con entrega en junio se situó en 11,39 €/MWh (‐1,85%), y el precio medio del carbón ARA con entrega en junio fue de 62,15 $/t (+1,62%). La cotización media del precio de los derechos de emisión de CO2 con entrega en diciembre de 2009 no registró variaciones significativas respecto del nivel observado en la quincena anterior, consolidándose en niveles ligeramente inferiores a los 15 €/t (precio medio de 14,75 €/t, lo que supone un incremento del 1,27% respecto el precio medio en la quincena anterior). www.energiaysociedad.es 13
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En esta quincena, los precios en los principales mercados eléctricos europeos también mostraron una situación estable, exceptuando Nord Pool (+13,94%). En España disminuyó el precio medio en 0,94%, respecto la quincena anterior, mientras que en Alemania aumentó el 1,53%. En España el precio medio spot de la electricidad se situó en 37,04 €/MWh, alcanzando un mínimo de 33,96 €/MWh y un máximo de 39,29 €/MWh. Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa (12/05/2009 – 25/05/2009). Precio medio spot (€/MWh) Quincena actual
Quincena anterior Variación quincenal (%) España OMIE 37,04 37,39 ‐0,94% Portugal OMIE 38,25 38,34 ‐0,22% Francia Powernext 32,25 32,48 ‐0,70% Alemania EEX 32,55 32,06 1,53% Italia GME 58,30 58,18 0,21% Nord Pool 34,85 30,59 13,94% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMIE. Gráfico 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa. 110
100
90
70
60
50
40
30
OMEL (España)
Nord Pool
Powernext
GME
EEX
OMEL (Portugal)
18‐may‐09
4‐may‐09
20‐abr‐09
6‐abr‐09
23‐mar‐09
9‐mar‐09
23‐feb‐09
9‐feb‐09
26‐ene‐09
12‐ene‐09
29‐dic‐08
15‐dic‐08
1‐dic‐08
17‐nov‐08
3‐nov‐08
20‐oct‐08
6‐oct‐08
22‐sep‐08
8‐sep‐08
25‐ago‐08
11‐ago‐08
28‐jul‐08
14‐jul‐08
30‐jun‐08
16‐jun‐08
20
2‐jun‐08
€/MWh
80
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. www.energiaysociedad.es 14
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Tabla 2. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles (petróleo, gas y carbón) y de los derechos de emisión de CO2 (12/05/2009 – 25/05/2009). Unidades Quincena actual Quincena anterior % Var. quincenal Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 58,68 54,14 8,39% Brent entrega a 3 meses (contrato M+3) $/bbl 60,24 56,25 7,10% Gas natural (EEX‐NCG) entrega en Jun‐2009 €/MWh 11,39 11,60 ‐1,85% Gas natural (EEX‐NCG) entrega en Q3‐2009 €/MWh 11,53 11,65 ‐0,99% Carbón API 2 ARA entrega en Jun‐2009 $/t 62,15 61,16 1,62% Carbón API 2 ARA entrega en Q3‐2009 $/t 64,51 63,92 0,93% Derechos de CO2 entrega en Dic‐2009 €/t 14,75 14,57 1,27% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange. Gráfico 2. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y los derechos de emisión de CO2. 40
230
210
35
190
30
170
150
25
130
20
110
15
90
10
70
5
50
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje i zqdo.)
Carbón API 2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje i zqdo.)
Gas natural NCG futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Dic‐2009 (€/t, eje dcho.)
11‐may‐09
27‐abr‐09
13‐abr‐09
30‐mar‐09
16‐mar‐09
2‐mar‐09
16‐feb‐09
2‐feb‐09
19‐ene‐09
5‐ene‐09
22‐dic‐08
8‐dic‐08
24‐nov‐08
10‐nov‐08
27‐oct‐08
13‐oct‐08
29‐sep‐08
15‐sep‐08
1‐sep‐08
18‐ago‐08
4‐ago‐08
21‐jul‐08
7‐jul‐08
23‐jun‐08
9‐jun‐08
0
26‐may‐08
30
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange. www.energiaysociedad.es 15