revisión de la regulación del mercado minorista de electricidad

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA DEL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
REVISIÓN DE LA REGULACIÓN DEL
MERCADO MINORISTA DE
ELECTRICIDAD PARA UNA
LIBERALIZACIÓN COMPLETA
AUTORA: Alezeia González García
MADRID, septiembre de 2006
REVISIÓN DE LA REGULACIÓN DEL MERCADO MINORISTA
ESPAÑOL DE ELECTRICIDAD PARA UNA LIBERALIZACIÓN
COMPLETA. RESUMEN.
En una época en la que los cambios en el sistema regulativo del sector eléctrico
se han hecho habituales, no resulta extraño que se despierte el interés por estudiar
cuál sería la manera correcta de encontrar una regulación adecuada para un buen
funcionamiento del sistema eléctrico.
Está asumido en el sector eléctrico que los cambios más profundos de la
regulación los exige el mercado mayorista, ya que diversos errores cometidos a lo
largo de las múltiples reformas sufridas por el sector en los ocho años de
liberalización han terminado dejando en evidencia un mal funcionamiento del
mercado. Si bien se considera que la solución a los problemas del mercado
mayorista es de suma urgencia, con esta tesis se desea hacer una llamada de
atención para recordar que la apuesta por una liberalización tiene sentido cuando
el consumidor participa en el mercado por medio de la elección de su
suministrador, ya que es el modo de alcanzar la máxima eficiencia que se
pretende con el cambio de sistema. Más aún en un momento en el que cada vez
se asume en mayor medida que resulta necesario definir unas reglas de juego
definitivas que no den lugar a continuas reformas, resulta interesante estudiar
cuál sería la regulación necesaria para que funcionara correctamente el último
eslabón de la cadena de valor del sector eléctrico: la comercialización.
En esta tesis de master se estudia la regulación del sector eléctrico español con el
fin de encontrar los impedimentos que se presentan para que la liberalización sea
real y completa y se buscan las soluciones a determinados problemas concretos.
Aunque se hace un análisis de cuáles son los principales problemas que crean las
reglas del mercado mayorista sobre la actividad de comercialización, se entiende
que la elaboración de propuestas sobre estos factores sobrepasa el alcance de esta
tesis. Por este motivo, la búsqueda de soluciones parte de una situación en la que
el mercado mayorista funcionara correctamente.
I
Los problemas que se tratan a lo largo del documento son los relacionados con la
existencia de una tarifa eléctrica y su metodología de cálculo, los impedimentos
que se les presenta a los nuevos agentes comercializadores cuando pretenden
entrar en el negocio y los factores que afectan al comportamiento de los
consumidores y que les condicionan a la hora de decidirse a acudir al mercado
eléctrico.
En la tesis, se incluye una introducción en la que se hace una discusión
conceptual sobre la conveniencia de adoptar un sistema básico de mercado o un
modelo de intervención estatal con planificación y operación centralizadas. Con
esta introducción, se pretende que el lector de la tesis entienda y haga suyas las
premisas de las que se parte en todo el planteamiento. La principal premisa que
se ha asumido es que el mercado es un sistema más eficiente que la intervención
estatal, debido al incentivo natural que posee el individuo para realizar sus
operaciones maximizando su eficiencia y que un administrador externo no tiene.
Sin embargo, también se asume que la intervención estatal se hace imprescindible
para introducir en el sistema una serie de objetivos y de restricciones que el
individuo no contempla en su modelo de operación, mientras que es necesario
respetarlos por su valor estratégico, social o macroeconómico.
La búsqueda de soluciones se realiza a través del estudio de otros mercados, que
puedan servir de ejemplo en la aplicación de determinadas medidas y donde se
pueda observar si funcionan correctamente y las circunstancias que condicionan
su viabilidad. También se hace una revisión de una serie de propuestas que
publican distintos agentes del sector eléctrico ante el inminente nuevo cambio
regulativo. Para cada una, se analiza, se critica y se concluye sobre la
conveniencia de su aplicación y sobre su viabilidad. Algunas de estas propuestas
de otros agentes se analizan en mayor profundidad debido al interés que
despiertan por su novedad o por la magnitud del cambio que supondría su
aplicación.
A la hora de plantear soluciones, se parte de dos ideas principales. En primer
lugar, que las soluciones sencillas y transparentes tienen valor en sí mismas por
II
serlo, al facilitar su implantación y su aceptación por todas las partes. En segundo
lugar, se mantiene una visión crítica para todos los posibles planteamientos, ya
que se entiende que las circunstancias que rodean al problema condicionan la
solución y que, por tanto, lo que es solución para un problema en unas
circunstancias puede no serlo para el mismo problema en otras circunstancias.
Aunque se intenta realizar un tratamiento separado de los problemas, resulta
imposible desvincularlos completamente entre sí, ya que existe una relación
implícita entre todos ellos. Por este motivo, el planteamiento de soluciones se
realiza de forma conjunta, analizando la manera en que afectaría a cada problema
la adopción de las medidas que se proponen.
Las propuestas realizadas se consideran soluciones razonables y viables para los
problemas planteados inicialmente, aunque no se descartan otras posibilidades.
Por este motivo, al final de la tesis, se hace una propuesta para futuros
desarrollos, para los cuales la documentación disponible sería abundante y los
resultados serían, sin duda, interesantes.
III
Indice
1. Introducción
1.1 Motivaciones y Objetivos
1.2 Estructura del Documento
1.3 El Régimen de Mercado y la Intervención Estatal
1.4 El Negocio de la Comercialización
1.5 La Comercialización y la Tarifa
1
3
5
10
18
2. Planteamiento
2.1 Análisis de la Situación Actual
2.2. Localización de Problemas
2.2.1. La Tarifa Eléctrica
2.2.2 Barreras de Entrada
2.2.3 Mercado Mayorista
2.2.4 Participación de la Demanda en el Mercado
23
27
27
35
39
44
3. Discusión
3.1 Mercados Extranjeros
3.1.1. Reino Unido
3.1.2. Países Nórdicos
3.1.3. Alemania
3.1.4. Italia
3.1.5. Portugal
3.2. Comparativa de los procesos de liberalización de la
electricidad y del Gas Natural
3.3. Estudio de otras propuestas
3.4. Requisitos de la Separación de Actividades
3.5. Contadores Horarios
3.6. El Suministro a los Grandes Consumidores
51
53
72
98
105
112
131
134
147
153
158
4. Conclusiones
4.1. Planteamiento de Soluciones
4.2. Conclusiones
161
171
Anexo I – Bibliografía
174
Anexo II - Relación de acrónimos
186
Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
1. Introducción
1.1 Motivaciones y Objetivos
Durante los últimos veinte años, ha existido en el mundo económicamente
desarrollado la tendencia a disminuir el grado de intervención estatal en las
actividades productivas, reduciéndola a los servicios considerados esenciales o
estratégicos. Con la liberalización de estos sectores, se obtienen las ventajas
naturales de la operación en competencia en cuanto a precios y eficiencia, al
tiempo que aparecen los problemas que el cambio conlleva.
La liberalización del sector eléctrico en España se ha encontrado con problemas
transitorios comunes con otros casos y problemas estructurales específicos,
además de los provocados por las diversas actuaciones regulatorias en el periodo
inicial. Estos problemas están impidiendo que los agentes de los mercados se
beneficien de las ventajas de la actuación en competencia, al tiempo que suponen
la continua intervención del regulador en la definición de las reglas del juego, lo
cual implica un coste extraordinario en el sistema y una incertidumbre regulatoria
que provoca nuevos problemas.
La motivación en la que se fundamenta esta tesis es la necesidad de encontrar una
solución regulatoria factible definitiva que permita que el mercado eléctrico
español tenga un funcionamiento correcto, con un comportamiento razonable de
los agentes y unas reglas que favorezcan la competencia y la sostenibilidad del
sistema.
El objeto de la tesis se centra en el análisis de los problemas que afectan al
desarrollo y a la operación del mercado minorista y hace especial hincapié en el
sistema tarifario actual.
Con las propuestas que se manejarán, se espera hacer una pequeña pero robusta
aportación para la búsqueda de una regulación satisfactoria del sector eléctrico.
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Tesis de Master
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Objetivos de la tesis
La finalidad de la tesis es la detección de los aspectos regulatorios y estructurales
que impiden que actualmente se pueda hablar de un sector eléctrico liberalizado
completamente en España, así como del estudio de alternativas a estos aspectos y
la propuesta de soluciones a los problemas localizados.
Para ello, se definen los siguientes objetivos parciales:
1. Estudio y análisis de la situación actual de los mercados mayorista y
minorista españoles de energía eléctrica.
2. Localización de los problemas operativos y posibles deficiencias
regulatorias que afectan a la actividad de comercialización y suministro
en la situación actual.
3. Búsqueda de soluciones y mejoras mediante el estudio de otros
mercados eléctricos liberalizados.
4. Búsqueda de soluciones y mejoras mediante el estudio de mercados en
otros sectores afines al eléctrico.
5. Análisis de propuestas planteadas por diferentes agentes o colectivos
del sector.
6. Planteamiento de propuestas sobre factores que afectan al mercado
minorista.
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1.2 Estructura del Documento
Para definir la estructura de este documento se ha intentado ser riguroso con la
forma habitual de una tesis. Por este motivo, las partes principales de este estudio
son una introducción, el planteamiento del problema, la discusión y la extracción
de conclusiones.
En la primera parte, la introducción, además de la exposición de motivos y la
definición de objetivos, se desarrollan tres temas de interés que se consideran
básicos para entender las bases del planteamiento de la tesis. Estos tres temas son
la discusión entre el mercado y la intervención como alternativas para la
definición de un sistema económico, la definición del proceso de negocio de la
comercialización de electricidad en el sistema de mercado y el planteamiento del
debate sobre la conveniencia de establecer un sistema de mercado o de tarifa para
el suministro eléctrico.
En la segunda parte, el planteamiento de los problemas, se hace una observación
de los síntomas que llevan a cuestionarse la existencia de ciertos problemas. A
continuación, se plantean los problemas que se decide tratar que son aquellos
relacionados con la tarifa, el estudio de las barreras de entrada a nuevos agentes,
los problemas regulatorios del mercado mayorista que afectan a la
comercialización y los problemas relacionados con el comportamiento de la
demanda en el mercado.
La tercera parte la constituye la discusión de las soluciones a los problemas
planteados. En primer lugar, se hace un estudio del funcionamiento de los
mercados y de la comercialización en diversos países europeos que se han
considerado más o menos influyentes o de mayor o menor interés para los temas
que se tratan: el mercado nórdico, el del Reino Unido, Italia, Alemania y
Portugal. A continuación, se estudian las propuestas que se han ido planteando a
lo largo de la liberalización desde distintos ángulos del sector eléctrico: agentes,
regulador, medios de comunicación y consultores expertos. Tras el estudio de
propuestas, se hace un breve estudio comparativo de los procesos de
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liberalización de los sectores gasista y eléctrico. Por último, se dedica un pequeño
espacio para el estudio concreto de algunas de las propuestas de especial interés.
Tras la discusión, se llega a las conclusiones que se han extraído de todo el
planteamiento y el debate que constituyen la tesis. En estas conclusiones, se
exponen las propuestas definitivas que se consideran solución a los problemas
planteados y se discute sobre su viabilidad. Por último se hace un estudio del
cumplimiento de los objetivos de la tesis y se hacen propuestas para futuros
desarrollos que pudieran hacerse de esta tesis o de otros estudios de interés
relacionados con el tema de la comercialización y la liberalización del mercado
eléctrico.
Como anexos a la tesis, se incluye una relación de la bibliografía empleada y de
los acrónimos utilizados durante la redacción del documento como referencia
para su lectura.
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1.3 El Régimen de Mercado y la Intervención
Estatal
Al analizar las formas de organización económica que han existido en la historia
de la humanidad, se encuentran dos modelos: el mercado y la intervención
estatal, dos sistemas permanentemente en tensión, aunque complementarios entre
sí.
El mercado es el conjunto de instituciones que facilitan la adopción de decisiones
económicas mediante acuerdos entre individuos que defienden sus intereses
particulares con mayor o menor capacidad de influir en el resultado. El Estado,
por el contrario, es una organización con capacidad coactiva, que está capacitado
para imponer decisiones económicas a los individuos. Todas las decisiones
económicas son adoptadas mediante uno de esos dos mecanismos.
Adam Smith en su obra "Investigación sobre la Naturaleza y Causas de la
Riqueza de las Naciones", llegó a la conclusión de que la actuación libre de los
agentes buscando su propio beneficio en un mercado conducía a un óptimo
global. En realidad esto ocurre sólo en el caso de un mercado perfecto, con
agentes plenamente competitivos y con información perfecta. Si se considera que
el Estado tiene una información perfecta, poder absoluto y que vela por un
objetivo global, el resultado de ambos sistemas será equivalente.
Merece la pena recurrir al modelo matemático para comprobar la equivalencia
anteriormente expuesta. El problema de optimización para el regulador consistiría
en maximizar el Beneficio Social Neto o, lo que es lo mismo, maximizar la suma
del beneficio de la oferta más el beneficio de la demanda. La formulación del
problema sería:
Max p BSN ( p) = Max p [(UT − π ⋅ p) + (π ⋅ p − CT )]
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Donde:
• BSN es el Beneficio Social Neto que se pretende maximizar
• UT es la Utilidad Total de la demanda o el valor que le da la
demanda al
producto comprado
• CT es el coste total de producción
• Π es el precio del punto óptimo
• P es la producción total
La condición de optimalidad:
∂UT ∂CT
−
=0
→UM = CM
∂P
∂P
Donde:
•
UM es la utilidad marginal de la demanda o el valor que le da la
demanda a adquirir una unidad más de producto
•
CM es el coste marginal de producción o el coste de producir una
unidad más
El punto óptimo de explotación será el que cumpla que lo que está
dispuesto a pagar la demanda por una unidad más de producción es igual
a lo que le cuesta producirlo al oferente. En este punto, si varía la
producción, el beneficio extraordinario obtenido es nulo o negativo.
El problema para cada uno de los agentes oferentes de un mercado en
condiciones de competencia perfecta:
Max p [π ⋅ p − C ]
Donde:
• Π es el precio del punto óptimo
• P es la producción total
• C son los costes de producción
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La condición de optimalidad:
∂ (π ⋅ p − C )
=0
→ π = CM
∂P
(1)
Donde CM es el coste marginal de producción o el coste de producir una
unidad más.
El problema para cada uno de los agentes compradores de un mercado en
condiciones de competencia perfecta:
Max p [U − π ⋅ p ]
Donde:
• Π es el precio del punto óptimo
• P es la producción total
• U es la utilidad del agente comprador
La condición de optimalidad:
∂ (U − π ⋅ p )
=0
→ π = UM
∂P
(2)
Donde UM es la utilidad marginal o el valor de adquirir una unidad más.
De (1) y (2), se deduce:
CM =UM
Que es el mismo resultado al que se llega con el sistema de gestión centralizada.
Se concluye, por lo tanto, que ambos sistemas alcanzan un punto de equilibrio
semejante con el mismo nivel de eficiencia, el óptimo.
Si los dos sistemas en condiciones ideales son equivalentes en sus efectos, cabe
plantearse entonces cuál es el correcto. Para ello, se evaluarán dos aspectos: la
eficiencia del modelo y su adecuación con el comportamiento natural del hombre.
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La eficiencia económica es el grado en que se satisface un objetivo global que
consiste en alcanzar un Beneficio Social Neto. Ambos modelos, mercado e
intervención, son equivalentes en eficiencia en condiciones ideales. Sin embargo,
la historia nos demuestra como la iniciativa privada y el mercado obtienen por lo
general mejores resultados que la intervención estatal. Esto se debe a dos factores
principales: la existencia de asimetría de información, que incapacita al Estado a
tomar las decisiones óptimas, y la eficiencia lógica que introduce la iniciativa
privada al existir poderosos incentivos a realizar una gestión óptima. Este último
factor es producto del comportamiento natural del hombre de velar por sus
propios intereses y de realizarse por medio de la gestión de sus recursos, lo que se
denomina habitualmente como propiedad privada y libertad de empresa.
Sin embargo, existen casos en que el sistema de mercado no alcanza el óptimo
incluso bajo condiciones de competencia perfecta, y es cuando se introducen en
el Beneficio Social Neto una serie de objetivos no cuantificables o de valor
económico poco objetivo. Es el caso de costes medioambientales o beneficios
sociales que los agentes del mercado no aprecian.
La solución a este dilema ya se ha tomado en el mundo desarrollado
conceptualmente, aunque el grado de eficiencia logrado no sea necesariamente el
óptimo y aunque el objetivo no sea exactamente el aquí teóricamente planteado.
Parece que la opción más correcta es confiar en un sistema de mercado cuando el
mercado sea posible, cuando se cumplan las condiciones mínimas de número de
agentes, de nivel de competencia, de información, de contestabilidad, de acceso
de nuevos agentes y de incentivos para alcanzar el óptimo global. En el caso de
existir la necesidad de internalizar en el objetivo ciertos aspectos para los que los
agentes no tienen incentivo, se requiere de cierta intervención por vía fiscal o
mediante la creación de un mercado de derechos paralelo.
Las condiciones necesarias para admitir la intervención del Estado son que esté
justificada por las razones anteriormente expuestas y que la forma de
intervención que se adopte introduzca la menor distorsión posible en el
comportamiento natural de los agentes, corrigiéndolo únicamente en el sentido
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del nuevo objetivo introducido y sin introducir barreras regulatorias que impidan
el correcto desarrollo de un mercado.
Es habitual que los Estados intervengan en la gestión de los bienes estratégicos
para garantizar el suministro a un precio que los consumidores puedan abordar.
En esta intervención normalmente existen grandes pérdidas de eficiencia, sin
embargo, puede estar justificado siempre que el sistema de mercado o
intervenciones más sutiles no garanticen el servicio.
Por último, es importante observar que, aunque la intervención estatal tenga
plena justificación en algunos casos, la manera de intervenir no tiene por qué ser
siempre correcta. Se ha de impedir que desaparezca la cultura de la iniciativa
privada, ya que, en el momento en que se pueda apostar por un sistema de
mercado, los agentes pueden tener que dedicar muchos recursos en aprender a
actuar y se puede incurrir en pérdidas de eficiencia innecesarias.
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1.4 El Negocio de la Comercialización
La actividad de comercialización en el sector eléctrico empieza a adquirir
importancia en el momento en que existe un mercado, al menos conceptualmente,
y se introduce competencia en el negocio. En este momento, resulta interesante
analizar en qué consiste el negocio de la comercialización, qué modelo
organizativo es el adecuado, cómo debe integrarse con el resto de negocios y
cómo ha de ser gestionado. La liberalización del sector, los cambios tecnológicos,
la convergencia de productos y la consolidación corporativa crean en las
empresas la necesidad de ser el mejor en las capacidades comerciales.
Como consecuencia de la liberalización, la tradicional cadena de valor integrada
degenera y las actividades de generación, transporte, distribución y
comercialización se separan, saliendo las actividades monopolísticas de
transporte y distribución del modelo integrado. La nueva cadena de valor del
negocio liberalizado se compone de las actividades de generación y
comercialización con la intermediación de la actividad de trading (compra - venta
mayorista y venta minorista).
generación
trading
comercialización
cliente
Figura 1. Cadena de valor del negocio liberalizado
La nueva cadena de valor del negocio eléctrico complementada con el enfoque al
cliente, permite ser integrada horizontalmente con otros negocios a través de la
participación en los recursos de la comercialización, de manera que se produzcan
sinergias en la captación de clientes, marketing, facturación, atención al cliente,
gestión de riesgos, etc.
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Procesos de la actividad de comercialización
La actividad de comercialización consta de multitud de procesos y subprocesos.
Para analizar la manera de integrar la actividad con el resto de actividades o de
negocios, resulta imprescindible conocer cuáles son estos procesos y quién los
lleva a cabo dentro de la organización. De esta manera, se pueden deducir las
sinergias e incompatibilidades con otras actividades y, por tanto, las
oportunidades de integración.
Los principales procesos y subprocesos de la actividad de comercialización son:
Captación de
clientes
Generación
de contratos
Vinculación
a la red
Gestión de
cartera
Administración
de contratos
Atención
post-venta
Formalización
de contratos
Órdenes
de servicio
Previsión de
demanda
Lectura
Atención
incidencias
Ventas
Alta de
clientes
Inspección
preventiva
Programación
y desvíos
Pago de
peajes
Atención
reclamaciones
Cálculo de
ofertas
Equipo de
medida
Inspección
correctiva
Compras
de energía
Facturación
Nuevos
servicios
Negociación
Actualización
de compras
Cobro
Renovación
Marketing
Gestión de
riesgos
Los procesos que lleva a cabo la fuerza de ventas son los relacionados con
ventas, marketing negociación, formalización de contratos, alta de clientes,
cobro, atención de reclamaciones, nuevos servicios y renovación de clientes.
Las actividades del pricing son el cálculo de ofertas, marketing, alta de clientes,
actualización de las compras, la lectura y la cooperación en la gestión de riesgos.
El front office lo forma la parte del negocio que interactúa con los agentes
externos a la actividad que la alimentan o que son alimentados por ella. Está
formado por los sistemas de información necesarios para la programación y el
control de las operaciones. En la comercialización de electricidad, el front office
actúa en los procesos de gestión de cartera y colabora en la lectura, el pago de
peajes y la atención de incidencias.
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El back office lo forman los departamentos más operativos de la empresa, que
realizan las operaciones de liquidación y gestión de tesorería. Es el encargado de
la formalización de los contratos, el alta de clientes, el equipo de medida, la
lectura, el pago de peajes, la facturación, el cobro y la atención d incidencias y de
reclamaciones.
Por último, el middle office tiene un enfoque más estratégico y global de todos
los procesos. Se encarga del arbitraje de posiciones que faciliten la gestión del
riesgo. Sus tareas naturales son las compras de energía y la gestión de riesgos.
También realiza funciones de marketing, cálculo de ofertas y cobro.
En general, todas las actividades del comercializador desde el punto de vista del
funcionamiento del mercado se pueden dividir en dos bloques: prestación de
servicios
e
intermediación
financiera.
Los
servicios
que
presta
un
comercializador pueden ser intrínsecos al suministro ( previsión de demanda,
ajuste de desvíos, acceso al mercado mayorista, gestión del acceso a la red…) o
añadidos al suministro (formación, auditorías energéticas, mantenimiento de
equipos, mejora de la calidad…). La intermediación financiera consiste en
compartir el riesgo de mercado con el cliente mediante el aseguramiento total o
parcial de precios futuros, diseño de fórmulas de financiación y pago del
suministro a la medida del cliente.
Una vez analizados los procesos del negocio de comercialización, se deduce que
existe una oportunidad de integración con los otros negocios (generación y
trading) para obtener sinergias. Los ingresos de generación y los costes de
comercialización están expuestos a un riesgo de mercado, por lo que una
integración vertical parece saludable para ambas partes. Sin embargo, se ha de
evaluar en cada empresa la capacidad de negociación de cada una de sus
actividades, así como su posición en generación y en el mercado mayorista para
encontrar la manera eficiente de llevar a cabo esta integración.
La integración entre los negocios de generación, trading y comercialización
pueden provocar que se pierda la orientación al cliente del negocio y que se acabe
entendiendo la comercialización como un mero instrumento de cobertura. En un
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mercado real, donde existe un nivel adecuado de competencia y una participación
activa de los consumidores, nunca se ha de perder la orientación al cliente del
negocio de comercialización.
Comercialización de servicios
Merece la pena profundizar en cómo las empresas comercializadoras se integran
horizontalmente con otros negocios y cómo ofrecen servicios añadidos en la
búsqueda de sinergias.
Las razones para crear una oferta de servicios para un comercializador son
diversas. Esta opción les permite diferenciarse de la competencia, evitar la
competencia en precios que reduzca el margen tan escaso en caso de
determinados segmentos de clientes, aumentar el valor percibido del producto,
facilitar la captación de nuevos clientes y potenciar la fidelización de los
existentes, entre otros.
La oferta de servicios debe estudiarse profundamente, ya que únicamente tendrá
sentido si realmente es un servicio añadido, estando el servicio principal lo
suficientemente afianzado y estando el añadido supeditado al objetivo global de
la empresa, añadiendo valor y creando sinergias con la actividad principal. La
gestión de cada servicio se debe hacer por separado, estudiando las distintas
posiciones y capacidades de la empresa, los clientes objetivo y sus necesidades, y
la competencia en los distintos mercados.
Desde el comienzo de la liberalización del sector eléctrico, la opción de
comercializar servicios añadidos se ha generalizado entre las empresas mediante
la oferta de productos energéticos relacionados con la actividad principal del
negocio eléctrico. Los productos que, hasta el momento, han obtenido mayor
éxito son el dual fuel en el Reino Unido la energía verde en Alemania y Estados
Unidos. Otros productos energéticos que suelen ofertar las comercializadoras de
electricidad son las auditorías y el asesoramiento energético, financiación,
facilidades de pago y facturación. Durante los últimos años, las empresas han
comenzado a ofrecer servicios no vinculados con el producto eléctrico como
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Tesis de Master
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seguros
de
hogar,
mantenimiento
de
instalaciones,
climatización,
telecomunicaciones...
En España, las empresas eléctricas ofrecen una serie de servicios básicos de
atención al cliente, planes y seguros de calidad, opciones de cobro y verificación
de equipos de medida. La oferta de servicios relacionados se limita al
mantenimiento y asesoramiento tecnológico o económico, mientras que la cada
vez más amplia oferta de servicios no relacionados incluye servicios financieros,
formación, certificación, aprovisionamiento de equipos y materiales, así como
multiservicio de suministro de gas, telefonía, Internet...
La experiencia muestra que en España la comercialización conjunta de servicios
de telecomunicaciones y electricidad es complicada y no resulta tan beneficiosa
como la venta cruzada de gas y electricidad. Los motivos que pueden explicar
esta situación son la gran competitividad de los servicios de telecomunicaciones,
que dificultan el diseño de ofertas combinadas rentables con creación de valor
para los clientes, la liberalización paralela del gas y la electricidad, la capacidad
de sustitución del gas y la electricidad y la posibilidad de integración aguas arriba
en el negocio de generación en la compra de gas que recíprocamente está
llevando a las empresas gasistas a entrar en la generación de electricidad.
Claves económico-financieras
Para identificar las claves del negocio de una empresa de comercialización, es
imprescindible el análisis de sus estados financieros básicos. El balance informa
sobre las fuentes de recursos de la empresa (pasivo) y la utilización que hace de
los mismos (activo). La cuenta de resultados explica cómo se llega al resultado
del ejercicio en términos de ingresos y gastos.
La Cuenta de Resultados de la comercialización presenta una estructura muy
diferente al del resto de actividades. Los costes de compra de energía representan
el 95% de la Cuenta de Resultados, mientras que, descontando gastos,
amortizaciones e impuestos, el Resultado Neto se reduce al 1,2%. Si se integra la
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comercialización con la distribución o la generación, este margen aumenta al
5,5% o al 13,5% respectivamente1.
Estructura de las Cuentas de Resultados
RESULTADO
NETO
100%
IMPUESTOS
90%
80%
70%
60%
INTERESES
50%
AMORTIZACIÓN
40%
30%
GASTOS
PERSONAL
20%
10%
0%
COMERCILIZACIÓN
DISTRIBUCIÓNGENERACIÓNCOMERCIALIZACIÓN COMERCIALIZACIÓN
COSTE VENTAS
Y GASTOS
EXTERNOS
Gráfica 1. Estructura de las Cuentas de resultados por negocio
FUENTE: UNESA
También se diferencian sustancialmente las estructuras del activo y del pasivo del
negocio de comercialización del resto de actividades.
El inmovilizado es una parte muy pequeña del activo, mientras que la cuenta de
clientes, según datos publicados por UNESA en 2004, puede llegar a ser el 68%
del activo total.
Si se estudia la composición del pasivo de la comercialización, se observa que los
recursos propios son mucho menores que en el resto de actividades del sector.
También es apreciable la importancia de la cuenta de proveedores.
De estas observaciones se pueden extraer dos conclusiones: la importancia de
establecer una política de pagos y cobros correcta y la importancia que adquieren
las Necesidades Operativas de Fondos.
1
Datos publicados por UNESA en 2004
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Estructura del Activo
100%
80%
60%
40%
87
20%
0%
13
18
10
82
90
COMERCIALIZACIÓN
GENERACIÓNCOMERCIALIZACIÓN
FIJO
CIRCULANTE
Gráfica 2. Estructura del Activo por negocio
FUENTE: UNESA
Estructura del Activo
100%
18
5
8
7
3
73
87
90
80%
60%
40%
20%
9
0%
COMERCIALIZACIÓN
DISTRIBUCIÓNGENERACIÓNCOMERCIALIZACIÓN COMERCIALIZACIÓN
Inmovilizado
NOF
Resto circulante
Gráfica 3. Estructura del Activo por actividades
FUENTE: UNESA
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Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
Estructura de pasivo
100%
90%
18
80%
5
7
47
47
48
46
70%
60%
50%
71
40%
30%
20%
10%
11
0%
COMERCIALIZACIÓN
DISTRIBUCIÓNCOMERCIALIZACIÓN
Recursos Propios
Deuda
GENERACIÓNCOMERCIALIZACIÓN
Proveedores
Gráfica 4. Estructura del Pasivo por actividades
FUENTE: ENDESA
En las gráficas, se realiza una comparativa entre las cuentas y la composición del
balance de la actividad de comercialización y las resultantes de la integración de
la comercialización con la distribución o la generación. Además de poder estudiar
las grandes diferencias, también se puede observar cómo esta integración atenúa
las dificultades de la gestión financiera de la comercialización. Aquí, por lo tanto,
se encuentra un motivo más para entender la tendencia de las empresas a integrar
estos negocios.
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1.5 La Comercialización y la Tarifa
La comercialización es la actividad que intermedia entre los consumidores finales
de electricidad y un mercado inaccesible para ellos, bien por capacidad de
negociación bien porque el producto que se negocia en el mercado no es el
consumido y no existe capacidad de transformarlo. De esta manera, la
comercialización concentra el poder de negociación, la posibilidad de prever la
demanda y de “transformar” el producto en paquetes de energía más pequeños a
las horas en las que se va a consumir.
Sin embargo, en el mundo de los expertos en regulación [“¿Liberalización o
regulación? Un mercado para la electricidad”, Jorge Fabra Utray, 2004, Marcial
Pons Ediciones Jurídicas y sociales SA], existen críticas a la sostenibilidad del
modelo generalmente asumido y se plantean alternativas que contemplan el
suministro a tarifa como parte de la solución.
El modelo adoptado en España, asume la figura del comercializador como ente
independiente que aporta un valor añadido al producto eléctrico transformándolo
en consumible. Además, se entiende que este ente realiza tareas propias de la
comercialización como es la realización de estudios de mercado, el
procesamiento de información de los clientes y la prestación de servicios como
coberturas financieras, asesoramiento y servicios de valor añadido.
El modelo contempla que las habilidades para operar como vendedor en el
mercado mayorista y en el minorista son muy distintas. De esta manera, por
encima de indicaciones regulatorias, las empresas se organizan en equipos de
generación y de comercialización, bien en una misma entidad, bien con
separación jurídica.
En este sistema, el valor añadido que aporta la comercialización es la capacidad
de interlocución de los clientes con el mercado, que es producto de la elegibilidad
de los clientes. Si bien esta interlocución entre agentes compradores y vendedores
en el mercado podría realizarse sin compra-venta intermedia, ejerciendo el
intermediario un papel de “broker”, el suministro a clientes, que siempre
comporta una transacción física, parece que encaja bien con intermediarios
especializados en comprar y vender, dispuestos a asumir posiciones abiertas en
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un mercado de contado y con capacidad de negociar con los clientes que
realmente consumen el producto.
El modelo alternativo parte de la idea de que la comercialización como se
entiende en el modelo adoptado no aporta valor añadido al producto eléctrico y,
por lo tanto, resulta ineficiente.
El comercializador presta unos servicios al consumidor que hacen su
comportamiento más eficiente, pero son servicios ajenos a la actividad eléctrica
más propios de la consultoría. Los servicios financieros se pueden prestar a través
de mercados de futuros, contratos financieros o tarifas. El agente natural que debe
prestar estos servicios colaterales de naturaleza financiera es el generador,
mientras que los servicios técnicos deben ser prestados por el distribuidor. En
realidad, la elegibilidad no es la capacidad de elegir suministrador del producto
eléctrico, sino que lo es de elegir el proveedor de estos servicios colaterales. La
comercialización no es realmente una comercialización de electricidad, sino que
tan sólo lo es de servicios complementarios.
Desde este punto de vista, el mercado minorista no es realmente un mercado, ya
que en un mercado minorista, los agentes que compran aportan un valor añadido
al producto antes de venderlo. En el caso de la electricidad, no existe capacidad
de aportar valor al producto, ya que éste resulta inaccesible. De este modo, el
precio final del producto será el precio mayorista más los costes de la
comercialización, sin que exista una aportación de valor. Resulta por tanto un
sistema ineficiente.
Concluyendo, no se debe entender la comercialización como la actividad
conjunta de suministro y prestación de servicios, si bien es cierto que la
prestación de servicios colaterales es interesante para el sistema, ya que introduce
eficiencia en la actuación de los consumidores, por lo que deben ser prestados por
las contrapartes naturales que son generadores y distribuidores.
El segundo modelo propone que el precio final de la electricidad para los
consumidores sin acceso al mercado sea el precio de compra de los distribuidores
en el mercado mayorista. Este precio debe respetar el principio de no
discriminación, por lo que deberá ser un precio regulado definido como un precio
medio de compra previsto para todos los distribuidores en un periodo
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determinado. De esta manera, el distribuidor se convierte en proveedor del
servicio de aseguramiento de precios.
El segundo modelo, al igual que el primero, tiene una serie de fallos no menos
importantes que éste. En primer lugar, cabe preguntarse si una tarifa regulada es
realmente una forma de asegurar el precio. Tal y como se entiende actualmente la
tarifa, el riesgo de mercado se traslada íntegramente al consumidor, ya que se
calculan y se reconocen a posteriori los desvíos entre las previsiones de precios y
los precios reales. Por lo tanto, en este caso, la tarifa no asegura ningún precio. Si
se entiende la tarifa como el precio irrevocable que paga el consumidor, está
claro que sí es un medio para asegurar el precio, pero habrá que analizar a quién
se le está trasladando entonces el riesgo de mercado. En el modelo que se
presenta como alternativa al actual, existen dos prestadores de servicios
colaterales: el distribuidor y el generador. El distribuidor, en el caso de ejercer la
tarea de agregador de carga y comprador en el mercado, comprará al precio de
mercado con una demanda rígida, por lo que no tendrá influencia alguna en el
precio. Por lo tanto, se deberá remunerar la actividad de compra de energía del
distribuidor a coste reconocido. El distribuidor no tiene incentivos naturales a
realizar de manera eficiente las compras, ya que su actividad natural es una
actividad de red y, si se incluye la actividad de suministro en sus competencias,
tendrá una vocación de servicio público, por lo que poco le importará el precio de
compra. Por lo tanto, no parece lógico que sea el distribuidor el que asuma el
riesgo de mercado. Por otra parte, el generador sí conoce el mercado, tiene
influencia en el precio y su papel es activo, por lo que parece lógico que sea el
interesado en asumir el riesgo del mercado, ya que tiene capacidad para hacerlo.
Sin embargo, no se puede esperar que un agente asuma un riesgo de mercado a
un precio fijado por una autoridad política que no contemple la valoración que
hace el agente de su posición y del riesgo asumido. Entonces, si el riesgo de
mercado debe asumirlo un generador y cada uno puede hacer una valoración de
su posición y de su riesgo e internalizarlo en el precio, estamos ante algo más
parecido a la comercialización que a la tarifa. En este caso, la decisión sobre si el
aseguramiento de precios lo hace la comercializadora o la generadora, es una
cuestión de estrategia empresarial. Las empresas son las más interesadas en
maximizar la eficiencia de sus procesos, así que parece conveniente dejar actuar a
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la iniciativa privada en este sentido y no intervenir en la organización empresarial
de negocios liberalizados.
Se puede concluir, por lo tanto, que la tarifa no puede ser un medio alternativo a
la comercialización para asegurar los precios y que la organización interna más
adecuada de las actividades liberalizadas ha de ser decisión de los agentes.
Como se ha concluido anteriormente, tal y como se concibe ahora, la tarifa no
sirve para asegurar precios. Cabe preguntarse entonces cuál es el papel de la
tarifa. La tarifa es un precio regulado que se impone cuando no es posible que la
comercialización de un bien o servicio se realice en régimen de competencia y el
suministro es estratégico o está asegurado por el Estado. La tarifa debe cumplir el
objetivo de servir de remuneración suficiente a las empresas cuya actividad es
objeto de la regulación tarifaria.
En el caso en que el suministro de electricidad pueda realizarse en condiciones de
competencia, cabe preguntarse si es más correcto crear o dejar surgir
naturalmente un mercado minorista o si, por el contrario, es preferible que el
suministro se realice a tarifa. Suponiendo que el supuesto mercado minorista se
diera en un entorno lo suficientemente competitivo y sin desequilibrios en la
información a la que tienen acceso los agentes – lo que se entiende habitualmente
por un mercado perfecto – la propia competencia obligaría a los agentes a
introducir la máxima eficiencia en sus procesos y en su estructura. En el caso en
que se apostara por un sistema tarifario, si la autoridad que establece la tarifa
tiene una información perfecta de los costes del proceso de la actividad de
suministro y establece que los suministradores deben tener una estructura de
negocio óptima, se alcanzaría igualmente el punto de eficiencia óptimo. El debate
se establece entonces en los mismos términos que el planteado en el apartado 3
de esta misma introducción a la tesis sobre si es más adecuado establecer un
sistema de mercado completamente libre o por el contrario conviene intervenir en
un sector cuando ambas posibilidades existen. La conclusión es por tanto similar
a la expuesta en dicho apartado. Parece conveniente apostar por un sistema de
mercado siempre que se cumplan las condiciones de competencia, información y
contestabilidad, ya que el incentivo natural que tienen los agentes para introducir
eficiencia en sus procesos y estructura en esta situación es suficiente para llegar a
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un punto óptimo, mientras que siempre será más complicado que se cumplan las
condiciones de incentivos suficientes en la Administración para tomar las
medidas correctas.
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2. Planteamiento
2.1 Análisis de la Situación Actual
Como se explica en la introducción de esta tesis, la motivación de la misma se
encuentra en la necesidad de buscar una solución sostenible y eficiente para el
marco regulatorio del sector eléctrico español. En particular, el desarrollo de este
documento se centrará en buscar una serie de soluciones parciales para
determinados problemas, sin desestimar que estos problemas puedan requerir una
solución integral. Para poder estudiar soluciones parciales, se partirá de un estado
ideal en el que existe un mercado mayorista funcionando correctamente, con unos
niveles de competencia adecuados a ambos lados del mercado - oferta y demanda
- y con un comportamiento natural de los agentes, sin restricciones regulatorias
que lo distorsionen.
Todo análisis de una situación conflictiva debe comenzar por la observación. Si
existe un problema y desea plantearse, es porque esa situación ha creado una
serie de síntomas que permiten extraer la conclusión de que el problema existe.
Por lo tanto, el primer paso de este análisis será la observación de los
comportamientos y de los resultados del sistema actual, para así poder concluir
planteando una serie de problemas que serán los que se traten posteriormente.
Los síntomas de que en el sector eléctrico español existe una situación
problemática son claros. Desde que comenzó la liberalización del sector en 1998
con un calendario de elegibilidad progresivo, la transición de consumidores del
suministro a tarifa al mercado ha sido ascendente hasta los últimos meses, en los
que el ritmo de transición se ha reducido considerablemente hasta llegar al punto
de decrecer desde principios de año 2006.
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Es destacable cómo en ocho años la participación en el mercado se ha quedado en
cifras por debajo del 30% de la energía suministrada, así como la gran diferencia
de participación de los distintos perfiles de consumidores. Según el último
informe de seguimiento de la comercialización que realiza trimestralmente la
CNE, se ha producido un notable descenso del 12,1 % del total de los suministros
respecto al trimestre anterior. La reducción más significativa en términos
relativos, del 38,8 %, se produce para los suministros correspondientes a aquellos
consumidores con elegibilidad otorgada antes del 1 de enero de 2003 - consumos
en alta tensión y de baja tensión con demanda anual mayor que 1 GWh. En
términos absolutos, la mayor disminución - de 59.716 suministros - se registra
para el segmento del consumo doméstico.
Resulta llamativo igualmente el alto nivel de fidelización que muestra el
consumo doméstico en el mercado. Esta fidelización se mide mediante la cuota
de mercado de la comercializadora del mismo grupo empresarial que la
distribuidora que presta acceso a la red al consumo en cuestión. En tiempos en
los que el mercado minorista se encontraba en un estado algo más saludable, las
cuotas de fidelización rondaban cifras entorno al 80% de los consumos y entorno
al 75% de la energía, lo que parece una vez más un síntoma de problemas en el
desarrollo de la comercialización.
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Estos datos pueden ser signo de barreras regulatorias, de un problema estructural
del mercado o bien simplemente de que el mercado no es compatible con la
naturaleza de cierto perfil de consumidores. Para evaluar estas posibilidades,
resulta interesante observar que en la progresiva liberalización del sector gasista,
casi paralela a la del sector eléctrico, estas diferencias no son tan significativas y
las cifras de participación en el mercado son crecientes.
Un dato que también llama la atención es la posición tomada en los últimos
meses por distintos agentes comercializadores, que han decidido no aumentar su
cuota en el mercado minorista, que han llegado a rescindir grandes contratos e,
incluso, que han decidido retirarse completamente de su actividad en España.
Otro indicador de problemas es la continua apertura de debates entre los distintos
actores del sector eléctrico – el regulador, los agentes del mercado, asociaciones
de consumidores – sobre la sostenibilidad del sistema actual y la gestión realizada
en el mismo por parte del gobierno.
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Este último factor suele ser un indicador fiable cuando en estos debates participan
agentes con intereses opuestos, como es el caso, ya que puede existir la
posibilidad de gestionar el sistema de otra manera con la que todos ellos estén de
acuerdo. Mucho más claro resulta el primer indicador aquí expuesto en relación
con la reducción de la cuota de participación en el mercado, ya que muestra que
el objetivo que se pretendía – la liberalización de un sector - no se está
cumpliendo. Igualmente indiscutible como indicador de problemas es la retirada
de agentes del mercado, pues hace pensar que el mercado minorista no es viable,
al menos en los términos en los que se plantea actualmente en España.
Aunque la creación de polémica entre los distintos agentes pueda resultar menos
fiable como indicador, es indiscutible que la aparición de estos debates,
justificados o no, crean un entorno inestable que debe ser analizado para
determinar una serie de problemas concretos y descartar los planteamientos que
no resulte razonable tratar bajo las premisas que se establezcan. En el siguiente
apartado de esta tesis se analizarán los temas que han creado polémica en los
últimos meses y se determinará cuál es el problema asociado para, en secciones
posteriores, buscar una solución viable y razonable.
Los debates que se considerarán serán los relativos a la conveniencia del
mantenimiento de la tarifa, el tratamiento que se le da a la misma, las quejas de
las asociaciones de consumidores y de la prensa por la subida del precio de la
energía, el debate abierto sobre el déficit tarifario, las distintas reacciones de las
empresas ante las últimas acciones regulatorias llevadas a cabo por el gobierno,
los distintos informes elaborados por la Comisión Nacional de la Energía y las
valoraciones que hace la Comisión Europea de las medidas regulatorias
propuestas.
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2.2. Localización de Problemas
Como se ha expuesto en anteriores apartados, el objeto de esta tesis es localizar
una serie de problemas en la regulación del sector eléctrico español que impiden
el correcto desarrollo de la comercialización en España.
En esta sección, se describen cuáles son los problemas concretos que se han
observado y se analiza cómo afectan al mercado minorista. Los problemas se
clasifican en cuatro grandes grupos: los relacionados con la tarifa, las barreras de
entrada a nuevos agentes, los problemas del mercado mayorista que afectan a la
comercialización y los relacionados con la participación de la demanda en el
mercado. En el caso de los problemas del mercado mayorista que impiden el
desarrollo de la comercialización, serán objeto de análisis de esta tesis, aunque no
se plantearán soluciones para ellos, ya que se entiende que sobrepasa el alcance
de este estudio.
2.2.1. La Tarifa Eléctrica
La tarifa eléctrica es un precio regulado que fija el gobierno para la electricidad.
Debe cumplir dos requisitos:
-
Que sirva como límite en la fijación de precios a las empresas eléctricas
para evitar posiciones abusivas con los consumidores en el caso en que
estos necesiten ser protegidos.
-
Que sirva de remuneración suficiente para las empresas eléctricas por el
servicio prestado.
En el caso español, la tarifa eléctrica supone una serie de problemas estructurales,
debido a su coexistencia con el mercado minorista, así como una serie de
problemas coyunturales, debidos a la metodología que se emplea para su fijación.
Se analizarán aquí ambos tipos de problemas individualmente, sin ignorar las
posibles relaciones existentes entre ellos.
Para poder definir cuál es el papel que debería tener la tarifa, se debe prestar
atención a la estructura de la demanda, a sus vulnerabilidades, a la necesidad de
tomar medidas protectoras y a la posibilidad de compaginar estas medidas con el
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mercado. Tal y como se mostró en la introducción de este documento, la postura
que se toma aquí para analizar los problemas y para buscar soluciones siempre
será intentando buscar la máxima eficiencia con el desarrollo de un mercado de la
forma más natural posible, imponiendo restricciones regulatorias únicamente con
el fin de limitar el comportamiento abusivo de los agentes en casos de asimetrías.
En España, con la determinación del libre acceso a la red y con la libertad de
elección de suministrador, se decidió abrir el mercado eléctrico para todos los
consumidores. Esta apertura de mercado supone una confianza en que la
estructura del sector resulta
o puede terminar resultando adecuada para un
mercado. Por tanto, se entiende que no se debe temer por que los consumidores
puedan sufrir el abuso de los comercializadores sometidos a fuerzas de mercado
lo suficientemente fuertes. En el caso en que la estructura adecuada para el
mercado se haya supuesto alcanzable en un futuro próximo pero no existente
actualmente, se ha de entender la coexistencia de la tarifa con el mercado como
una medida transitoria. Sin embargo, para que con
medida se obtengan
resultados, ha de concebirse la tarifa de otra manera. Más adelante se estudiará el
tratamiento adecuado que debe darse a la tarifa para que sirva realmente como
una medida transitoria de adaptación progresiva al mercado.
El problema más obvio que supone la coexistencia de la tarifa con el mercado
minorista es la limitación de actuación tan enormemente restrictiva que tienen los
comercializadores a la hora de realizar las ofertas.
Para entender que el precio de oferta de las comercializadoras está limitado por la
tarifa, se debe tener en cuenta que la gran mayoría de los consumidores se ven
arrastrados por una inercia grande hacia la contratación a tarifa, pues el coste
medio de la electricidad no les supone una gran carga y sólo se ven incentivados
a romper esta inercia por unas ofertas o por unos servicios añadidos atractivos.
Así pues, el precio de la tarifa se convierte prácticamente en el precio máximo al
que pueden ofertar los comercializadores.
Se debe considerar que el principal papel que tiene la pura actividad de
comercialización es la gestión del riesgo tomando distintas posiciones como
intermediario entre dos mercados, el mayorista y el minorista. Si se fija una tarifa
ajustada a una estimación de precios a un año con la posibilidad de ajustar los
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desvíos para el periodo tarifario siguiente, todos los desvíos que puedan existir
van a afectar en el margen de actuación de los comercializadores, sacándolos así
de sus márgenes eficientes. De esta manera, una medida de protección se
convierte en una restricción regulatoria artificial para la ganancia de eficiencia
que introduce un sistema de mercado, a la vez que se introduce un riesgo
igualmente artificial para la actividad de comercialización que, al jugar con unos
márgenes naturales tan estrechos, dejan de ver el mercado como una oportunidad
y deciden salirse del negocio.
La coexistencia de la tarifa con el mercado minorista crea otros problemas que
impiden el desarrollo del mercado que, aunque menos evidentes que el anterior,
no son menos importantes. Ya se ha mencionado aquí el problema que implica la
inercia a la que se ve sometida gran parte de la demanda –particularmente la
doméstica. Esta inercia tampoco facilita que se despierte interés en los
consumidores por informarse de las posibilidades de contratación que existen.
Este factor unido a ciertas actuaciones poco ortodoxas de distribuidoras y
comercializadoras integradas en un grupo empresarial, puede acabar creando
confusión, pues se acaban dando casos de consumidores que tienen el suministro
contratado en el mercado o a tarifa con el distribuidor y que no tienen clara su
situación. El perjuicio para el consumidor viene cuando desea hacer un cambio
de suministrador y los cambios inconscientes de contratación anteriores le
imponen restricciones en los tiempos de migración de la tarifa al mercado o
viceversa. El perjuicio para las comercializadoras es obvio, al imponerse barreras
a la captación de clientes.
También es importante analizar el origen de la inercia que afecta a los
consumidores y que les arrastra a contratar el suministro a tarifa. Haciendo una
observación de la evolución del sistema económico del sector eléctrico y
considerando que el precio de la electricidad nunca ha supuesto un coste
importante en la demanda doméstica en relación con otros consumos, es bastante
razonable pensar que la propia existencia de la tarifa y lo poco que se han visto
afectados estos consumos por los cambios de regulación son los motivos por los
que la demanda no se ve incentivada a participar en el mercado y prefiere dejarse
arrastrar por el cómodo sistema proteccionista que hasta ahora le ha facilitado el
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Estado. Con esta observación, lo que se pretende concluir es que existe una
inercia que supone una traba para el desarrollo del mercado eléctrico, que esa
inercia es responsabilidad del Estado y que, por lo tanto, el Estado debe verse
implicado en la toma de medidas para eliminar esta inercia.
En el razonamiento anterior se ha concluido que la coexistencia de la tarifa con el
mercado minorista supone ciertas trabas al desarrollo natural de éste. Sin
embargo, debería analizarse si sería posible armonizar esta convivencia y cuáles
serían los requisitos que se tendrían que dar para que fuera factible. Suponiendo
un estado ideal del mercado en el que existiera una estructura adecuada, se podría
entender que el suministro a tarifa podría actuar como un agente más que ofertara
un suministro de electricidad sin otros servicios añadidos y que trasladara el
precio del mercado mayorista completamente a sus clientes, al no asumir el
suministrador a tarifa el riesgo debido a la volatilidad del mercado. La
coexistencia del suministro a tarifa en estos términos no parece crear ninguna
traba al desarrollo de la comercialización en régimen de mercado. Sin embargo,
para que esto fuera posible se deben cumplir dos requisitos esenciales: que el
traslado del riesgo de mercado al consumidor en el suministro a tarifa fuera real,
para lo cual, la actualización de las tarifas debería realizarse con una frecuencia
razonable, y que se lograra que los consumidores dispongan de suficiente
información y medios de participación en el mercado, de manera que no
estuvieran condicionados por la inercia que les arrastra a la tarifa.
Sin embargo, si la convivencia de ambos sistemas se diera tal y como aquí se
expone, parece que el suministro a tarifa estaría condenado a su desaparición o, al
menos, a una actividad residual, al ofrecer el resto una serie de valores añadidos
con los que se logran ciertas sinergias en la explotación del negocio. Si esto es
así, parece que el suministro a tarifa pierde su razón de ser al reducirse la
vulnerabilidad de los consumidores ante los comercializadores, para lo cual
deberán simplemente hacerse participativos en el mercado. No obstante, el
suministro a tarifa en este caso puede seguir teniendo cierto sentido como
suministro alternativo al mercado para un sector residual de consumidores que
sigan manteniendo esta inercia debido a su imposibilidad de participar en el
mercado activamente o para consumos que interrumpan sus contratos con
comercializadoras de manera imprevista y que no deseen que se les interrumpa el
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suministro. Todo esto es el denominado “suministro de último recurso” y tiene su
sentido en el carácter de bien esencial del producto eléctrico y a la obligación que
tiene el Estado de garantizar su suministro, en este caso con una medida
regulatoria.
No obstante todo lo anterior, el problema de la coexistencia de la tarifa con el
mercado se agrava cuando la tarifa se fija del modo en que se hace en España. En
primer lugar, el gobierno no considera para la fijación de la tarifa el precio que
resulta para el producto eléctrico en el mercado mayorista. De esta manera, el
límite de precios que se fija para el mercado minorista resulta ser menor que el
coste de adquisición de la energía en el mercado. La insuficiencia de la tarifa
integral es un desencadenante de problemas para las empresas eléctricas:
-
Los comercializadores se ven obligados a vender la energía por debajo de
su coste de adquisición o a perder cuota de mercado frente a quienes
resisten la situación esperando a que de alguna forma la situación cambie.
-
Los comercializadores no integrados con otros negocios eléctricos con
actividad en España, se ven obligados a salir del mercado y así tener que
afrontar de nuevo al menos parte de los costes de entrada si alguna vez
deciden reiniciar su actividad.
-
Los comercializadores integrados con otros negocios eléctricos y que
deciden retirarse del mercado se ven obligados a sufrir reestructuraciones
internas del negocio para poder reasignar los recursos que tenía dedicados
a la comercialización.
-
De la misma manera, se crea el comúnmente llamado “déficit tarifario”
que no es más que la diferencia entre los gastos y los ingresos en que
incurre el negocio de distribución por el suministro a tarifa a un precio
inferior al del mercado.
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Gráfico 1. Diferencia entre la estimación del precio y el precio resultante.
Generación del "déficit de tarifa".
FUENTE: MITC- Información que acompaña a las propuestas del RD de tarifas 2005 y 2006 y
OMEL.
-
La mera existencia de este déficit implica que la tarifa no está cumpliendo
con uno de sus dos objetivos principales que se han expuesto
anteriormente: la remuneración suficiente de las actividades reguladas, en
este caso, la actividad de suministro a tarifa.
-
El déficit de la distribución se reconoce a posteriori y se repercute en las
siguientes revisiones tarifarias, lo que impide enviar unas señales de
precio claras al consumidor que le incentiven a realizar un consumo
eficiente al no ver nunca el precio real del producto que está
consumiendo.
-
No se hace una asignación de costes efectiva al estar subvencionando
implícitamente los consumidores futuros a los de períodos tarifarios
anteriores que se pueden ver afectados por escenarios de altos precios o
viceversa.
-
El déficit es financiado por las empresas de generación debido a acuerdos
sectoriales. Aunque esta financiación se registra en la contabilidad de
manera adecuada y no debería afectar a los márgenes del negocio,
habitualmente existen ciertas discrepancias entre las empresas al ver
reconocida como déficit una cantidad inferior a la demandada o al ver el
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sistema e reconocimiento del déficit entremezclado con otro tipo de
cuentas o pagos, oscureciendo la metodología y haciendo surgir las
correspondientes suspicacias. Toda esta situación genera una inestabilidad
en el sector que es el que realmente tiene ciertas implicaciones financieras
sobre las empresas y sobre su valoración accionarial.
-
Quizá el efecto más difícil de amortiguar que ejerce el déficit tarifario
sobre el sector es el de la inestabilidad generada por la incertidumbre
regulatoria que se introduce son esta metodología y con otras medidas
tomadas bajo criterios poco rigurosos.
Que la existencia del déficit tarifario genera gran cantidad de problemas es algo
obvio y es reconocido por todos los agentes que en el sector se es consciente de
este inconveniente y que genera cierta preocupación. Tras los últimos cambios en
las reglas de juego parece que se ha decidido por fin reformar ciertos detalles
inadecuados de la regulación. Sin embargo, las soluciones que se planteen
deberían ir encaminadas a favorecer un comportamiento natural de los agentes en
un entorno adecuado de competencia, en lugar de plantear decisiones que
supongan una intervención desequilibrante como la fijación de precios máximos
en el mercado mayorista o incrementos máximos en la tarifa que no se
correspondan con los incrementos en los costes de producción (Ver Gráfico 2 y
Gráfico 3). Se ha de empezar a pensar en desarrollar una regulación sostenible y
no condicionada por objetivos políticos que provocan una toma de decisiones a
un plazo inferior a cuatro o, tal vez, ocho años.
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Gráfico 2. Evolución del precio medio de la electricidad, de la tarifa eléctrica y del IPC.
FUENTE: Boletín mensual de indicadores eléctricos y económicos Octubre 2005
Gráfico 3. Evolución mensual del precio medio final de 2002 a 2005
FUENTE: Boletín mensual de indicadores eléctricos y económicos Octubre 2005
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2.2.2 Barreras de Entrada
Uno de los factores por los que puede resultar inconveniente la retirada de la
tarifa es que el nivel de competencia puede resultar inferior a lo recomendable, lo
que facilita situaciones de predominio de ciertos agentes que requieren medidas
de protección para los consumidores. Sin embargo, el verdadero problema no es
el abuso, sino el escaso nivel de competencia que puede darse y que actualmente
se da debido a la masiva salida de los comercializadores del mercado minorista.
Existe un nivel óptimo de competencia asociado a un número óptimo de agentes
y un nivel óptimo de participación de la demanda. Estos niveles óptimos se
alcanzan naturalmente, permitiendo la entrada libre de agentes en el mercado
hasta el momento en que se sobrepasen los óptimos, cuando empezará la salida
ralentizada de agentes y el crecimiento de los que permanezcan hasta tamaños
cercanos el óptimo. Las distancias de los puntos de actuación hasta estos niveles
ideales dependerán del grado de cumplimiento de las condiciones: equilibrio en
número de agentes en el lado de la oferta y en el de la demanda, equilibrio en el
nivel de información a ambos lados y entre agentes del mismo lado y equilibrio
en la influencia sobre el precio de todos los agentes (condiciones de competencia
perfecta).
Para alcanzar este nivel óptimo de competencia, por tanto, se debe permitir la
entrada natural de agentes en el mercado. Esto significa procurar evitar la
formación de barreras de entrada artificiales, mucho más si estas barreras son
consecuencia de una regulación inadecuada. Se analizarán en esta sección las
barreras de entrada que existen y que podrían ser eliminadas o reducidas por
medio de cambios en la regulación.
Existe cierto debate sobre si es más o menos viable gestionar un negocio de
comercialización como tal, independiente de otras actividades del ámbito
eléctrico, o si resulta apropiado integrar el negocio de comercialización con las
actividades de generación y trading. Sin embargo, esto no debería ser motivo
para impedir la entrada a comercializadores no integrados con otras actividades
eléctricas en el mercado español. En el caso en que esta independencia no fuera
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eficiente, las propias fuerzas del mercado pondrían las cosas en su sitio tras un
período transitorio de adaptación. En todo caso, la intervención sería innecesaria
y podría suponer barreras al comportamiento natural del resto de agentes.
En este sentido, existen ciertos inconvenientes en la regulación del sistema
eléctrico español que pueden interferir en la entrada de nuevos agentes. Las
principales quejas que se han presentado en la Comisión Nacional de la Energía
en los últimos años por parte de este tipo de empresas fueron en relación con las
ventajas que ofrecían algunas empresas distribuidoras a la comercializadora de su
mismo grupo empresarial de forma discriminatoria y disconforme con el espíritu
de la Ley 54/1997 que dispone la separación de actividades reguladas y no
reguladas con el fin de evitar, entre otras cosas, este tipo de ventajas
anticompetitivas. La CNE elaboró un informe (Informe Sobre Los Obstáculos
Existentes Para El Acceso De Los Consumidores Cualificados A Los Mercados
Liberalizados De Electricidad Y Gas Natural) exponiendo las quejas presentadas
por los distintos agentes y asociaciones de consumidores, analizándolas y
pronunciándose respecto de su adecuación a la normativa. En este informe, se
detectan prácticas irregulares como el acceso a información del ámbito de la
distribución al negocio comercial del mismo grupo, incumplimientos en los
plazos para el cambio de suministrador en el paso de tarifa regulada a mercado,
dificultades de acceso directo por parte del consumidor a los registros de sus
equipos de medida, irregularidades en la contratación de potencias para las tarifas
de acceso, exigencia de depósitos de garantía y otras deficiencias en atención
comercial de la distribuidora. Para algunos de estos comportamientos existe
regulación que se opone a los mismos (Real Decreto 1955/2000, de 1 de
diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución,
comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones
de energía eléctrica), aunque resulta difícil su supervisión. Para otros, la
regulación puede resultar insuficiente. En posteriores apartados se evaluará la
posibilidad de tomar determinadas acciones para facilitar la supervisión de
algunas de estas acciones o para lograr evitarlas.
Quizás el problema que más ha afectado a la comercialización en España ha sido
la escasez de medios de que disponían las comercializadoras para gestionar el
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riesgo de mercado debido a una falta de desarrollo de un mercado a plazo que
facilite al arbitraje de posiciones entre el mercado mayorista y el minorista. Con
el reciente inicio del Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), parece estar
buscándose una medida para que estas oportunidades surjan. Sin embargo, aún
está por demostrar el correcto funcionamiento de un mercado creado
artificialmente desde su origen. Tal vez, más que incentivar o forzar la
participación en este mercado, se debería estudiar cuáles son los motivos por los
que, existiendo incentivos naturales para ello, los agentes no participen de la
manera que pudiera esperarse. Se entiende que este estudio sobrepasa el alcance
de esta tesis debido a que exige el análisis profundo del comportamiento de los
agentes vendedores en el mercado mayorista y, en las premisas, se estableció que
se iba a partir de un funcionamiento razonable del mercado mayorista.
Otra barrera de naturaleza regulatoria es la existencia de tiempos de permanencia
mínimos en la tarifa. Es evidente que, si se impide el paso a mercado de un
consumidor durante un año desde que se establece el contrato de suministro a
tarifa, el atractivo que pueda tener en el momento en que decida cambiar puede
perderse hasta el momento en que se le permita hacerlo. Si se reconoce un
problema de oposición al cambio entre los consumidores domésticos y de cierta
inercia a permanecer en la tarifa, se deben facilitar en lo posible los cambios de
comercializador.
Sin duda otra de las causas de retrasos y de frenos al paso al mercado que afectan
a la entrada de nuevos agentes es el desfase de tiempos que existe entre el
momento en que un consumidor decide migrar de la tarifa al mercado hasta que
se hace efectivo este cambio debido a que, en determinados casos, se deben
respetar los ciclos de lectura. Resulta complicado encontrar una solución a este
problema, ya que se debe considerar que es la distribuidora la que soporta los
costes que supone una lectura fuera del ciclo, y estos costes pueden
incrementarse por encima de los límites razonables si comienza una migración
masiva al mercado. Sin embargo, el único beneficiado de estos esfuerzos es el
comercializador.
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Otro factor que pueden afectar como barrera para la entrada de nuevos agentes
comercializadores es la reducida capacidad de la interconexión de España con el
resto de Europa. La escasez de capacidad reduce las oportunidades de compraventa de energía en otros mercados con lo que se frena la entrada a agentes que
tengan capacidad de generación en otros sistemas eléctricos y que pudieran ver
oportunidades para entrar a comercializar en España. Asimismo, también supone
un freno para los comercializadores españoles que pudieran encontrar
oportunidades de compra de energía en otros sistemas para comercializarla en
España.
Un problema que se intuye en el mercado minorista de electricidad es la falta de
variedad en las ofertas de los comercializadores, motivados principalmente por
un desconocimiento de los hábitos de consumo de sus clientes. Aunque más que
una barrera de entrada puede ser un motivo por el que no se aprecian nuevas
oportunidades en el mercado, se considera necesario su análisis, ya que afecta
igualmente a la entrada de nuevos agentes comercializadores y es posible que se
encuentre solución a este problema por vía regulatoria como más adelante se
discutirá.
Aunque ya se ha comentado el problema que existe de desinformación de los
consumidores sobre el funcionamiento del mercado, merece la pena mencionarlo
aquí, ya que se supone una barrera de entrada más al afectar a los requisitos de
acceso a los medios publicitarios y de inversión en marketing de los agentes
entrantes. Este tema se desarrolla con profundidad en el punto siguiente a éste.
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2.2.3 Mercado Mayorista
Si se observa el panorama actual en el sector eléctrico, fácilmente se puede
concluir que el motivo por el que los reguladores – la Comisión Nacional de la
Energía y el Ministerio de Industria– no se han centrado en tomar medidas para
potenciar el desarrollo del mercado minorista es que existen otros problemas de
funcionamiento en el mercado mayorista que requieren una solución previa. Si
bien los problemas que se han ido localizando y analizando, desde distintos
sectores con diferentes puntos de vista, son innumerables y sobrepasan
considerablemente el objeto de esta tesis, sí se desea exponer y analizar hasta
cierto punto cuáles son los principales problemas que existen en el mercado
mayorista y que afectan al desarrollo de la comercialización.
En primer lugar, se frena el proceso de liberalización y de retirada de la tarifa
eléctrica por una gran desconfianza en que el precio del mercado mayorista
refleje realmente los costes del producto. Esta desconfianza en el resultado del
mercado ha tenido, hasta ahora, dos causas principales: la interferencia que la
metodología establecida para el cobro de los Costes de Transición a la
Competencia (CTC) ejercía sobre la actuación de los agentes en el mercado y el
no probado poder de mercado que supuestamente ejercen los principales
operadores.
Los CTC son unos pagos de compensación que se acordó pagar a los agentes
productores de energía eléctrica en el momento que se planteó liberalizar el
sector eléctrico español, previendo que el precio que resultaría en el mercado no
sería suficiente para garantizar los retornos previstos y garantizados por el Estado
en el anterior sistema regulativo, el Marco Legal Estable, para los activos aún no
amortizados. Para asegurar que no se cobraría más que lo acordado, se estableció
una metodología de pago por diferencias. Se dispuso una cantidad máxima a
cobrar y un precio de referencia que serviría para determinar la cantidad que le
correspondería cobrar a cada agente según su producción y el precio en cada
sesión del mercado. Si el precio del mercado resultaba inferior que el precio de
referencia, los productores cobrarían proporcionalmente a esta diferencia entre el
precio de mercado y el precio de referencia. Si el precio resultaba mayor que el
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precio de referencia, se consideraba que esta diferencia positiva suponía el cobro
de una cantidad de CTC proporcional a esta diferencia, descontándose así
entonces los CTC cobrados de la cantidad total máxima por cobrar. Esta
metodología supuso que el precio se estabilizara alrededor del precio de
referencia, ya que los agentes con derechos de cobro de CTC tenían fuertes
incentivos a ofertar por debajo de sus costes variables siempre y cuando el precio
instrumental fuera suficiente para ellos, pues así saldrían despachados con mayor
frecuencia y, con el cobro de los CTC y del precio del mercado, siempre se les
remuneraría, al menos, al precio instrumental. De esta manera, al cambiar el
orden de mérito del despacho, la eficiencia global se reduciría y se crearía una
barrera de entrada a nuevos agentes en el mercado mayorista.
Sin embargo, la desconfianza de los reguladores sobre el precio del mercado
empezó a surgir cuando los precios salieron de sus márgenes estables entorno al
precio de referencia. Esta situación empezó a darse cuando algunos de los
agentes cobraron su parte correspondiente de CTC en menor tiempo que sus
competidores. Esto supuso que el incentivo a ofertar por debajo de lo que sería
su oferta natural desapareciera para algunos. Si se considera que esta situación se
dio junto con un escenario alcista de costes de producción, no es de extrañar los
altos precios resultantes del mercado.
Parece entonces que el incentivo inconveniente que se creó con una regulación
inadecuada del cobro de los CTC podía ser un motivo razonable para desconfiar
del resultado del mercado, aunque, si lo fuera para el escenario alcista de precios,
lo sería aún más para el escenario anterior con un precio oscilando entorno al
precio de referencia.
No obstante, con el último Real Decreto de actualización de tarifas, el sistema de
cobro de CTC se ha eliminado, habiéndose cobrado para la mayor parte de los
agentes la práctica totalidad de la cantidad máxima establecida. Por tanto, este
problema parece haberse solucionado de manera razonable, aunque en este
momento resulta complicado evaluar los resultados, ya que el entorno
regulatorio, que más adelante se expone, se encuentra de nuevo en una situación
de inestabilidad que impide obtener ninguna conclusión sobre el funcionamiento
de las acciones que se tomen.
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En cuanto al segundo factor que crea desconfianza en los reguladores sobre el
precio de mercado, el poder de mercado, cabe reabrir el eterno debate sobre si se
deben tomar o no medidas sobre la existencia de posiciones dominantes o sólo se
debe supervisar el comportamiento de los agentes y sancionar el ejercicio del
poder de mercado. Se debe considerar que si existe o no un poder de mercado se
trata de una cuestión estructural, y que difícilmente podrá solucionarse a base de
modificar las reglas del mercado. Por otra parte, si se modifican estas reglas,
probablemente el primer efecto que se consiga será la reducción de la eficiencia
global del mercado. Por tanto, aunque no se pretenda desde aquí plantear una
solución a los problemas del mercado mayorista, sí se desea hacer una llamada de
atención sobre este tipo de medidas que, pretendiendo impedir ex ante ciertos
comportamientos abusivos, suelen terminar creando incentivos para ciertos
agentes que resultan perjudiciales para la globalidad del mercado.
Actualmente, la entrada de nuevos agentes productores con la instalación de
tecnologías que resultan marginales en el mercado, hace pensar que el poder de
mercado tiene tendencia decreciente y se encuentra en niveles razonables, por lo
que no debería suponer una causa de desconfianza siempre que se supervise
adecuadamente el comportamiento de los distintos agentes y se dispongan unas
sanciones disuasorias para el abuso de posiciones dominantes.
A causa de la desconfianza que se ha generado en los reguladores sobre el
comportamiento de los agentes productores en el mercado mayorista y deseando
reducir los precios del mercado, en marzo de este año 2006, se decidió intervenir
una vez más en el mercado, por medio del Real Decreto Ley 3/2006,
estableciendo que, para aquellas compañías que tuvieran actividad en los
negocios de generación y distribución, la venta de la generación y la compra de la
distribución se asimilarían a una transacción bilateral a un precio regulado.
Esta determinación demostró ser inadecuada desde el primer momento en que se
tomó. En primer lugar, crea una situación de desequilibrio de gran importancia
entre los agentes, ya que no todos ellos tienen actividad en los negocios de
generación y de distribución y, desde luego, los que la tienen no lo hacen
tomando las mismas posiciones. En segundo lugar, el precio fijado por el
gobierno lo reduce respecto de los resultados del mercado hasta niveles poco
razonables considerando el escenario de precios de las materias primas de
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producción y de la energía eléctrica en otros mercado extranjeros con tecnologías
marginales similares a las del mercado español. Además, esta situación no resulta
coherente con las reglas del mercado establecidas, lo que explica que haya habido
determinados agentes que no hayan respondido a esta determinación de la manera
esperada, sin haber quebrantado por ello ningún principio normativo. Toda esta
situación hace pensar que la decisión de intervenir de esta manera en el mercado
haya sido precipitada y que, más que haberse perseguido que el mercado refleje
los costes de la energía, se ha perseguido que el precio se mantuviese en unos
márgenes reducidos que facilitaran la contención del déficit de tarifa, no
impidiendo que éste siga existiendo, pero con la conveniencia de que de esta
manera esté soportado por los agentes productores.
Si la desconfianza de los reguladores en el resultado del mercado mayorista es
perjudicial para el desarrollo del mercado minorista en España, no lo es menos
que los agentes productores no estén expuestos a los riesgos naturales del
mercado. Como se comentó en el análisis de las barreras de entrada, que los
agentes productores no estén expuestos al riesgo de mercado supone que los
agentes comercializadores se queden sin su contraparte natural para gestionar su
riesgo mediante la suscripción de contratos financieros a plazo.
Hasta el final de los pagos de los Costes de Transición a la Competencia, la
estabilización de los precios entorno al precio de referencia y la seguridad de los
mayores agentes de cobrar la mayor parte de su producción a este precio de
referencia les protegía de los efectos naturales de la volatilidad del precio del
mercado. De esta manera, a los agentes se les protegía del riesgo de mercado, por
lo que no tenían incentivos para participar en transacciones financieras.
Tras la abolición del pago de los CTC, parece que el riesgo de mercado comenzó
a resurgir. Sin embargo, sin dar tiempo a que los agentes se enfrentaran a su
nueva situación, la intervención estatal en el mercado mediante el Real Decreto
Ley 3/2006 vuelve a mantener a los agentes productores afectados, aunque
sometidos a un precio insuficiente, protegidos del riesgo de mercado. De esta
manera, la única solución que se encuentra para potenciar la participación en el
MIBEL es la obligatoriedad de ofertar cierta cuota de la producción. Aunque es
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posible que en los orígenes de un mercado, para facilitar su funcionamiento,
inicialmente, sea conveniente que se establezcan estas cuotas mínimas de
participación, también es previsible que, si los agentes tienen necesidad de
gestionar su riesgo y este mercado organizado es el medio más asequible de
hacerlo, la participación tanto de agentes productores como de comercializadores
fuera mucho más alta de lo que lo es actualmente.
En este apartado, se ha querido enunciar y comentar cuáles son los problemas del
mercado mayorista que afectan en mayor grado al conveniente desarrollo de la
liberalización. Sin embargo, dado que el planteamiento de soluciones excede del
objeto de la tesis, para plantear soluciones a otros problemas específicos de la
comercialización, se partirá de un correcto funcionamiento del mercado
mayorista.
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2.2.4 Participación de la Demanda en el Mercado
Se considera necesario estudiar los problemas que pueden existir en el mercado
desde el lado del consumo, ya que se entiende que la participación activa de la
demanda puede resultar, al menos, muy conveniente para lograr un correcto
funcionamiento del mercado minorista. Ya se han comentado en este
planteamiento las repercusiones que tiene la inactividad de la demanda sobre las
barreras de entrada a nuevos agentes en el mercado, así como las dificultades que
plantea para la retirar la tarifa y alcanzar sí un mercado real, sin suministros
regulados paralelos. Se estudiará en esta sección el comportamiento de la
demanda diferenciando cuando sea oportuno el segmento de demanda
correspondiente, así como las causas y las consecuencias de estos
comportamientos.
Como se expuso en el apartado correspondiente a la observación del estado actual
del
sistema
regulativo
español,
existen
grandes
diferencias
en
los
comportamientos de los distintos segmentos del consumo. En particular, se
pueden hacer diferencias entre los consumidores domésticos y PYMES, los
consumidores en alta tensión acogidos a la tarifa G.4, compuesta por grandes
industrias con muy altos consumos y que ofrecen un servicio de
interrumpibilidad cuya remuneración se internaliza en su tarifa especial, y el resto
de consumidores en alta tensión, en su mayor parte plantas industriales.
Comenzando el análisis por los consumidores domésticos, al estudiar las gráficas
mostradas en la
Ilustración 1, se puede observar que suponen un gran porcentaje del número de
suministros totales y, aunque su consumo por suministro es pequeño, supone una
proporción importante del consumo de energía. Estos consumidores fueron los
últimos en adquirir el derecho de elección de suministrador, el 1 de enero de
2003, momento en que se liberalizan todos los suministros. Tras tres años y
medio, el paso al mercado de estos suministros ronda las cifras del 15 %, tal y
como se expuso en anteriores apartados. Esto en sí mismo parece un problema,
ya que puede suponer que el mercado no es compatible con la naturaleza de este
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tipo de consumidores. Sin embargo, antes de extraer conclusiones se debe
realizar un análisis algo más profundo.
Ya se ha comentado en esta tesis la gran inercia a la que está sometida la
demanda doméstica de electricidad. Dada su naturaleza masificada y la
protección que ha recibido tradicionalmente de la Administración para el
consumo de utilities, para estos consumidores, el coste de cambio a un sistema de
mercado resulta demasiado alto. Se hace más difícil aún de compensar si la oferta
existente no es lo suficientemente atractiva debido a la escasez de información
que se tiene de los consumos y a otros problemas expuestos en anteriores
apartados. Con esto, se puede concluir que, en el caso en que se pueda encontrar
alguna medida que solucione este problema, deberá tomarse conjuntamente con
otras para que se den simultáneamente las condiciones de clientes activos y
ofertas atractivas.
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Ilustración 1. Gráficas de estadísticas sobre participación en el mercado minorista
FUENTE: Boletín mensual de índices eléctricos y económicos de la CNE
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A este efecto de inercia hacia el suministro regulado, se le debe añadir otro no
menos importante en el caso del segmento doméstico: la rigidez de la demanda.
Esto significa que los consumidores están dispuestos a pagar un precio mayor por
el consumo que realizan. La prueba para esta rigidez es que, para los
consumidores que aún permanecen en el suministro a tarifa, las ofertas que han
existido durante estos años de libertad de elección de comercializador no han sido
lo suficientemente interesantes para hacer que se cambiaran de suministrador. Si
bien actualmente, dada la coyuntura actual de precios en el mercado y el precio
tarifario establecido, esta falta de interés en las ofertas resulta comprensible,
hasta el año 2005, las ofertas que hacían los comercializadores alcanzaban
valores de hasta el 10% o el 15% de descuento sobre la tarifa. Aunque puedan
parecer unas ofertas interesantes, si consideramos el gasto medio diario en
electricidad de una familia media – alrededor de 1,5 € diarios según algunas
fuentes [Libro Blanco] – el ahorro supone una cantidad lo suficientemente
pequeña como para que las ofertas sean menos atractivas que lo que al principio
podía parecer.
Esta rigidez de la demanda doméstica es la que permite que un distribuidor, a la
hora de adquirir la energía e el mercado para los consumidores que tienen
contratados con ellos el suministro, pueda realizar sus ofertas a un precio
instrumental, de manera que esta rigidez de una demanda doméstica sin acceso
directo al mercado mayorista, se traslada a la curva de la demanda del mercado
mayorista. Este hecho podría hacer pensar que no habría ningún problema en
trasladar el verdadero precio del mercado a los consumidores domésticos a través
de una actualización real de la tarifa, ya que estarían dispuestos a soportarlo. Es
más, se podría pensar que los consumidores domésticos no tendrían necesidad de
que se tomasen medidas protectoras para ellos, ya que en realidad, el perjuicio
que se les crea no es grande. Sin embargo, ha de plantearse que es posible que, en
parte, el motivo por el que los consumidores domésticos presenten esta demanda
tan rígida es precisamente porque están acostumbrado a que alguien gestione sus
recursos por ellos y, en el momento en que se retiraran estas medidas
proteccionistas, el consumidor doméstico podría mostrarse más vulnerable al no
saber actuar dentro del mercado. Por otra parte, es posible que la rigidez
característica de la demanda de este segmento de consumidores se presente en
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determinados escenarios de precio, por lo que, si se trasladara el precio real del
mercado, es posible que la demanda pudiera reaccionar de otro modo ante las
mismas ofertas de los comercializadores.
Otra de las posibles causas de este comportamiento estático y poco involucrado
del consumidor en el mercado podría ser la falta de información de la que
también se ha hablado ya en este planteamiento de la tesis. Las campañas
realizadas para dar a conocer las nuevas posibilidades de contratación no parecen
haber causado el efecto deseado y la mayor parte de los consumidores desconoce
las compañías con las que puede contratar e, incluso, muchos desconocen la
propia existencia del mercado. Esto supone un gran problema, ya que puede
hacer reinar la confusión, más aún si se deja en manos de los propios
comercializadores la información a los clientes. Se pueden llegar a dar
situaciones indeseables de competencia desleal entre la comercializadora del
mismo grupo empresarial de la distribuidora y el resto debido a un trato de favor
o se puede hacer generar la desconfianza en el mercado entre los consumidores al
llegarles la información de nuevos entrantes desconocidos para ellos. En este
sentido, los consumidores son especialmente precavidos pues temen que a
calidad del suministro pueda verse comprometida. Se debe hacer entender a los
consumidores que la calidad del suministro no depende del comercializador con
quien contrate el suministro, ya que la gestión técnica sigue siendo competencia
del distribuidor y está regulada convenientemente.
Es importante el efecto que tiene el perfil característico del consumo doméstico
sobre la curva de la demanda, ya que los grandes consumos industriales son casi
planos a lo largo del día y son los consumos domésticos los que conforman las
puntas. Por lo tanto, es este tipo de consumo el objetivo de planes de gestión de
la demanda. En este sentido, ha de verse el mercado eléctrico como una
oportunidad, ya que la adecuación de los intereses de los comercializadores y de
los consumidores puede cooperar con la satisfacción de esta necesidad de aplanar
las curvas para que el sistema soporte unos costes de operación de y de
producción menores que los actuales. El precio es la mejor señal que se les puede
enviar a los consumidores para que realicen unos consumos eficientes y para que
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puedan decidir sobre a conveniencia de trasladar determinados consumos a horas
más adecuadas para el sistema en que el precio debería ser algo menor.
Aunque el comportamiento de los grandes consumidores con posibilidad de
suscribir contratos a la tarifa G.4 resulta parecido al del consumo doméstico en
cuanto al grado de liberalización real, la naturaleza de ambos segmentos de
consumo resulta radicalmente distinta, al tiempo que los motivos que causan esta
negativa al mercado son también muy diferentes. Este grupo tarifario está
formado por un número reducido de individuos con un consumo por punto de
suministro muy grande y cuyo coste energético supone una parte sustancial de
sus costes totales de su actividad. En su mayoría, estos puntos de suministro son
acererías, cementeras e industria de alto consumo capacitado para ofrecer un
servicio de interrupibilidad y que el precio que se les ofrece en la tarifa les
resulte suficiente como para compensar este servicio. De aquí se desprende que la
tarifa integral ofrecida a este tipo de consumos resulta mucho menor que la
disponible para el resto de consumidores. De hecho el término de energía de esta
tarifa resulta ser del orden de ocho veces menor que la tarifa general 2.0, que es
por la que se opta mayoritariamente en el caso de puntos de suministro
domésticos. Al margen de cálculos más intensos, la diferencia resulta lo
suficientemente grande como para poder concluir que existe un gran descuento
en el término de energía de la tarifa para grandes consumidores. El motivo de
este descuento es la compensación por servicio de interrumpibilidad. Sin
embargo, debido a la falta de transparencia en el cálculo de la tarifa, no es posible
conocer la remuneración que se le da a este servicio ni a quién se le imputan los
costes del mismo que, se supone, que deben ser igualmente recuperados por
medio de la tarifa. Parece, por lo tanto, que, estos consumidores se sienten más
atraídos por una tarifa reducida que por el mercado minorista, ya que ningún
comercializador encuentra atractivo el servicio a este tipo de clientes al
encontrarse con un competidor tan fuerte que resulta ser la tarifa.
Se entiende que el servicio de interrumpibilidad debe ser
remunerado
adecuadamente y que de un modo u otro, estos costes acabarán encontrado su
imputación en la tarifa. Sin embargo, también se entiende que si se estableciera
una metodología transparente y se aplicara una asignación causal de costes, se
encontraría una vía razonable para que estos consumos encontraran su atractivo
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en el mercado minorista e, incluso, en su participación directa en el mercado
mayorista.
En el resto de consumos, el comportamiento con respecto al mercado parece
menos conflictivo, ya que no se dan características especiales en su
comportamiento, salvo casos que se asimilan al comportamiento de los
consumidores domésticos y otros casos singulares. Sin embargo, en los últimos
meses también se observa una regresión al mercado regulado. Esta regresión
encuentra su causa en la competencia de una tarifa que se resiste a ser calculada
correctamente y mucho más a ser retirada definitivamente.
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3. Discusión
3.1 Mercados Extranjeros
Resulta interesante realizar una revisión del funcionamiento y la organización del
sector eléctrico en otros países, ya que puede servir como referencia para evaluar
la viabilidad y el valor de las distintas medidas que se pueden aplicar para
solucionar los problemas que en esta tesis se plantean. No obstante, es necesario
partir de la idea de que no todas las medidas son adecuadas para todos los
mercados ya que frecuentemente el éxito de las mismas depende de las
circunstancias que los rodean. Además, es importante enfrentarse a cada detalle
con cierta visión crítica, ya que la documentación disponible puede exponer los
resultados sujeta a ciertos sesgos.
Los países del estudio se han seleccionado por distintos motivos:
-
En primer lugar, el Reino Unido y los Países Nórdicos son una referencia
obligada en el estudio de la liberalización del sector eléctrico debido a que
son los primeros países europeos en apostar por el mercado y a que son
mercados en los que ya se han ido introduciendo mejoras y comprobando
su eficacia.
-
En Portugal no hay un mercado propiamente dicho o, al menos, no es
representativo. Sin embargo, es de especial interés su estudio debido a
que la metodología tarifaria que allí se emplea cumple todos los requisitos
que se le pueden exigir en cuanto a transparencia, equidad y aditividad.
-
El mercado alemán es interesante en sí mismo, ya que las medidas
regulatorias que allí se toman sirven como referencia para los mercados
poco maduros que buscan la experiencia de otros mercados. Además, el
precio del mercado alemán es el referente para mercado financieros
europeos, lo que aumenta su interés.
-
El caso de Italia no aporta valor en sí mismo. Sin embargo, se ha
considerado interesante como estudio de un mercado en proceso de
apertura y de un caso particular en el que se impone la instalación de
equipos de telemedida, una de los puntos que se pretenden evaluar en esta
tesis.
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Para cada uno de los mercados revisados, se ha estudiado la organización del
sector eléctrico en cuestiones de estructura y propiedad, la propiedad y la
independencia del operador del sistema, el funcionamiento de la actividad de
generación, de la actividad de transporte, de la actividad de distribución y de la
actividad de comercialización, la identidad y las funciones de las distintas
entidades reguladoras y las características y el funcionamiento de los mercados.
A plazo
Spot
Físico
Físico
Bilateral
Organizado
Alemania
Españ
España
Alemania
UK
Paí
Países
Nórdicos
Italia
UK
Bilateral
Financiero
Organizado
Bilateral
Organizado
OMIP
Italia
OMIP
Paí
Países
Nórdicos
Alemania
Alemania
Españ
España
Paí
Países
Nórdicos
Alemania
UK
Italia
Ilustración 2. Mercados extranjeros estudiados
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3.1.1. Reino Unido
POLITICA ENERGÉTICA Y MARCO LEGAL
La política energética del gobierno del Reino Unido, en términos globales, está
orientada a promover la competencia efectiva en los mercados liberalizados,
intervenir en los negocios regulados de forma eficiente, asegurar el suministro a
largo plazo y alcanzar ciertos objetivos medioambientales.
El marco legal en Inglaterra, Gales y Escocia está determinado por el Electricity
Act de 1989, corregido por el Utilities Act de 2000 y el Energy Act de 2004. La
mayor parte de la legislación relativa a la energía en Irlanda del Norte está
contemplado en la Energy Order de 2003.
Debido a los problemas observados tras la liberalización relativos a la
concentración en generación y a un posible abuso del poder de mercado, se
decidió reformar las reglas del mercado, pasando del sistema del Pool a las New
Electricity Trading Arrangements (NETA). Más adelante se comentan con mayor
detalle los cambios y las consecuencias de los mismos.
Desde la privatización de las empresas del sector, el mercado eléctrico se ha
caracterizado por la entrada de nuevos agentes en generación y comercialización,
por el reposicionamiento de los agentes existentes con operaciones de compra y
venta de activos y por la entrada de agentes extranjeros.
El Energy Act de 2004 fija unas normas para el acceso a la red de transporte
comunes a Inglaterra, Gales y Escocia mediante las British Electricity Trading
and Transmission Arrangements (BETTA). Con estas nuevas normas, se
establece un acceso único a la red, un mecanismo de balance común gestionado
por un único operador independiente del resto de agentes y la modificación de la
gestión de la interconexión Inglaterra-Escocia.
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ORGANIZACIÓN DEL SECTOR
En 1990 se inició en el Reino Unido el proceso de desregulación del sector
eléctrico con la reestructuración de la industria y su posterior privatización para
promover la competencia.
La compañía estatal Central Electricity Generation Board, verticalmente
integrada, fue dividida por actividades en:
-
Generación: tres compañías principalmente (National Power, con un 47%
de la generación; PowerGen, con un 30%, y Nuclear Electric, con un
17%). El 6% restante se lo repartieron Scottish Power e Hydro-Electric
entre otros.
-
Transporte: The National Grid Company (NGC), cuya propiedad fue
repartida a los distribuidores privados de una forma muy restringida para
evitar un manejo anti-competitivo de ésta.
-
Distribución: Los doce departamentos de área que pertenecían al Estado
pasaron a ser distribuidores privados conocidos como Regional Electricity
Companies (RECs). Sus actividades se dividieron en lo relacionado con la
gestión de la red y de los dispositivos de medida y en lo relacionado con
la comercialización a competencia y a clientes cautivos
Principalmente en los primeros años de la liberalización, en el Reino Unido,
existieron problemas de concentración en la actividad de generación. Para
introducir mayor nivel de competencia, en 1995 el gobierno privatizó las
centrales nucleares y, en 1996, forzó la desinversión de 6000 MW de activos de
carbón de las mayores empresas. Además, también en 1995, paralizó una
operación de integración de National Power y PowerGen. Tras estas y otras
acciones, se logró el nivel de competencia actual, que se puede calificar como
bueno.
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Los agentes después del periodo transitorio de desregulación son:
-
Generadores: Existen 5 grandes empresas de generación que tienen una
cuota del 68 % del mercado. Las principales empresas de generación son:
British Energy, PowerGen, RWE Innogy, British Nuclear Fuels, EDF
Energy, AEP, Edison Misión Energy, Scottish-Power y Scottish and
Southern Energy. Es destacable la disponibilidad de la potencia las
interconexiones con Francia y Escocia y la potencia provista por los
productores independientes (IPPs).
-
National Grid Company: Es la empresa propietaria y operadora de la red
de transporte en el Reino Unido. Es responsable de asegurar el equilibrio
generación-demanda.
-
Distribución: existen 12 compañías regionales de electricidad en
Inglaterra y Gales y 2 en Escocia, las denominadas RECs.
-
Comercializadores: En general cada distribuidora es dueña de una licencia
para proveer electricidad, lo que la transforma en un Public Electricity
Supplier (PESs). Deben publicar las tarifas, tomar las lecturas de los
medidores, procesar los pagos y negociar con los clientes.
Ilustración 4. Calendario de liberalización del Reino Unido
Fuente: OFGEM
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NEGOCIO DE GENERACIÓN
Para construir, ampliar u operar una central de generación de potencia igual o
superior a 50 MW o de 1MW en caso de ser capacidad offshore se requiere
licencia de Ofgem y el cumplimiento de los requisitos definidos en la legislación
energética y medioambiental. Para el caso de las instalaciones offshore, también
es necesaria la licencia de DEFRA. Además, todas las instalaciones de
generación de potencia menor a 50 MW están sujetas al cumplimiento de los
requisitos fijados por las autoridades municipales o regionales.
El operador del sistema, la National Grid Company (NGC), tiene la obligación de
dar acceso no discriminatorio a la red de transporte. Para facilitar la coordinación,
publica periódicamente información sobre los lugares más adecuados para
conectarse a la red. Tanto NGC como Ofgem pueden hacer uso de los derechos
de acceso a la red para negar la conexión a los agentes para ejercer control
económico o político sobre los nuevos entrantes.
La energía renovable se promociona con el fin de contribuir a alcanzar objetivos
de sostenibilidad. La primera medida que se tomó fue la introducción, mediante
la Renewables Obligation en abril de 2004, de la obligación de suministrar un
porcentaje de energía procedente de fuentes renovables. La gestión de este
requisito medioambiental es tarea de Ofgem. Se lleva a cabo a través del
comercio de certificados (Renewables Obligation Certificates (ROCs) ). Esta
medida se acompañó del ajuste de los cargos de conexión a la red para promover
la instalación de capacidad renovable y de requisitos específicos para las
instalaciones de cogeneración. Además, la creación del mercado de derechos de
emisión de gases de efecto invernadero establecido por la Unión Europea en la
Directiva 2003/87/CE, supone una nueva forma de promover la instalación de
este tipo de generación.
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ACTIVIDAD DE TRANSPORTE
La operación de la red de transporte exige una licencia además del cumplimiento
de los criterios generales y condiciones específicas fijadas en la regulación. La
propiedad de la red de transporte se repartió entre las Regional Electricity
Companies (RECs) en tiempos de la reestructuración del sector, mientras que la
operación del sistema se dejó en manos de la National Grid Company para
asegurar la coordinación y la gestión independiente. Las relaciones entre la NGC
y las RECs se establecen en las normas del BETTA y en el System Operator and
Transmission Ownwer Code (STC).
Los negocios de transporte y distribución en el Reino Unido están retribuidos
mediante una regulación por incentivos con limitación de precios del estilo de
(RPI-X) con revisión de la base de retribución en periodos de cinco años.
NGC es la responsable de asegurar la correcta operación del sistema de
transporte. La regulación de su remuneración incluye incentivos económicos para
asegurar cierto nivel eficiente de seguridad. Los propietarios de la red de
transporte son los responsables del mantenimiento de la red de transporte.
ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN
La operación de una red de distribución requiere la posesión de una licencia
otorgada por Ofgem y el cumplimiento de ciertos requisitos especificados en la
legislación pertinente.
El uso de la red de distribución exige la firma de un acuerdo específico con el
distribuidor. El acceso puede ser rechazado por éste último en caso en que se
comprometa el correcto funcionamiento del sistema.
Existen doce distribuidores en el Reino Unido. Cada uno opera dentro de su zona
administrativa.
Cada operador de la red de distribución establece sus propias tarifas de acceso
dentro del contexto de la regulación de precios.
La actividad de medidas se encuentra en periodo transitorio de introducción de
competencia y está sujeta a control de precios.
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Ilustración 5. Regional Electricity Companies (RECs)
Fuente: OFGEM.
ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
Regulación de precios
En el Reino Unido no existe ningún tipo de tarifa regulada para la
comercialización de energía desde marzo de 2000. Durante el proceso de
liberalización, inicialmente, se mantuvo un price-cap hasta que se consideró que
había bastante competencia.
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Cambio de suministrador
Los cambios de suministrador en el Reino Unido se realizan bajo al coordinación
de la compañía MRASCo (MRA Service Company Limited). Esta compañía fue
fundada en 1998 por los firmantes del MRA (Master Registration Agreement)
con el objetivo de ser responsable, entre otras funciones, de gestionar el cambio
de suministrador.
El MRA fue firmado entre los suministradores de electricidad, los distribuidores,
Elexon Ltd, Scottish Settlements Ltd y MRASCo. Este acuerdo establece toda la
regulación relativa a las lecturas de contadores cuando los consumidores quieren
cambiar de suministrador. Para que un suministrador pueda registrar a un
consumidor como propio, debe obligatoriamente ser agente del MRA.
Los comercializadores están obligados a publicar sus precios. Energywach (Gas
and Electricity Consumer Council) publica estudios al respecto.
Los comercializadores suelen ofrecer distintas opciones de pago, variando éstas
en la frecuencia de pago desde la semana hasta el cuatrimestre, y en el modo de
pago en efectivo, cheque, giro postal, prepago o domiciliación. Algunos modos
de pago son más baratos que otros. Algunos comercializadores ofrecen modos de
pago especiales para pensionistas. También existen descuentos para el suministro
dual de gas y electricidad. Además, algunos comercializadores ofrecen paquetes
de otros servicios como telecomunicaciones.
El cambio de comercializador debe durar seis semanas como máximo. El
consumidor se pone en contacto con el nuevo comercializador y notifica al
antiguo su intención de cambiar. Éste tiene 28 días para gestionar el trámite. Si
no se comunica el cambio al antiguo suministrador, éste podrá cortar el
suministro y/o interrumpir el trámite de cambio. Tras el pago de las facturas
pendientes y la medida del contador, sólo queda el trámite administrativo para
finalizar el cambio.
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Energy Retail Association (ERA)
La Energy Retail Association fue formada en 2003. Representa a los
comercializadores domésticos de gas y electricidad en UK. A ella pertecen todos
los comercializadores representativos de este mercado. Su principal objetivo es
desarrollar adecuadamente la actividad de comercialización con prácticas como:
-
protección de clientes vulnerables
-
desarrollo de sistemas de eficiencia energética
-
asegurar buenas prácticas en la venta
-
desarrollo de sistemas de cambio más eficientes
-
desarrollo de métodos estándar de facturación
Prevención de desconexión
Se intenta por todos los medios distinguir a los clientes que no pueden pagar de
los que no quieren pagar y se les da un trato diferenciado, de manera que a los
primeros se les da alguna facilidad de pago y a los segundos se les desconecta.
Para hacer esta distinción, se normaliza el procedimiento en las siguientes fases:
8 intentos de contacto por correspondencia
2 intentos de contacto por teléfono
2 intentos de contacto por visita a domicilio
1 intento de contacto mediante demanda judicial
Un último intento mediante aviso de desconexión.
Con estas medidas, se ha logrado reducir el número de desconexiones a los
clientes vulnerables.
Análisis del cambio de suministrador
En la revisión de las estadísticas que publica energywatch sobre el nivel de
satisfacción del cliente y el cambio de suministrador, se ha observado que la
población doméstica que ha cambiado alguna vez de comercializador se mueve
en cifras cercanas al 50 %, sin diferencias significativas por regiones o segmentos
de población. También se observa que el 67% de este sector tiene el mismo
suministrador de gas y electricidad.
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La tendencia general es que se cambie una sola vez de suministrador (de gas o
electricidad indistintamente) para tener un suministrador dual. Incluso segundos
cambios implican el cambio de los dos servicios para mantener la dualidad.
Los cambios, por lo general, se debieron a subidas en los precios o por contacto
comercial de un competidor. Este contacto suele ser personal o telefónico.
Por lo general, la variable de cambio que asume el consumidor es el precio de la
oferta. Sin embargo, los cambios parecen ser más bien reacción a la publicidad de
los comercializadores. Esto crea preocupación en las entidades que velan por los
intereses del consumidor en el Reino Unido, ya que la información que le llega al
cliente sobre sus consumos puede ser inadecuada.
La percepción general en el sector doméstico, tanto en los consumidores que
cambiaron de comercializador como en los que no, es que el cambio no es
complicado. La población parece estar informada de los impactos que tiene y que
no tiene el cambio de suministrador.
ACTIVIDAD DE MEDIDA
ASSOCIATION OF METER OPERATORS
La actividad de medida en el Reino Unido está separada de la de distribución y
de la de comercialización. En la mayor parte de los casos, es la comercializadora
la que realiza la medida, aunque ésta puede ser subcontratada a un Meter
Operator (MO – Operador de Medida) por parte del distribuidor o del
consumidor. El Operados de Medida realiza las lecturas, instala el contador y se
encarga de su mantenimiento. La mayoría de los Operadores de Medida ofrecen
servicios de valor añadido en sus contratos.
Los MOS pueden cooperar con otras organizaciones como recopiladores de datos
(Data
Collectors)
para
asegurar
que
los
comercializadores
facturan
adecuadamente.
La mayor parte de los Operadores de Medida son agentes comercializadores de
electricidad.
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Equipos de medida
El límite de potencia instalada por encima del cual un consumidor debe instalar
contadores medio horarios para poder adquirir su energía en el mercado
liberalizado es de 100 KW. Por debajo de este límite, los consumidores pueden
optar por utilizar perfiles de demanda o bien pueden negociar la instalación de
contadores medio horarios. La opción más extendida es la primera, por lo que
parece que, si los perfiles de demanda se calculan bien, no compensa la
instalación de contadores más sofisticados.
CUSTOMER TRANSFER PROGRAMME (ERA)
El Customer Transfer Programme se llevó a cabo en 2003. Consistía en lograr
estandarizar el cambio de suministrador de manera que no fuera complicado para
los consumidores, que fuera eficiente para los agentes y que supusiera un cambio
justo con un impacto equitativo. Logró que en 2005 hubiera 150.000 cambios
semanales de suministrador de media y que se redujesen en un 74% las quejas de
los consumidores sobre cambios de comercializador.
El programa constó de tres fases:
1. Análisis de las causas raíz. Æ Desarrollo de una metodología lineal.
Se definieron distintas categorías de problemas:
a. Tiempo entre la firma del nuevo contrato y el momento en que se
hace efectivo.
b. Porcentaje de cambios erróneos (definidos explícitamente)
c. Facturación del antiguo comercializador hasta la fecha correcta.
d. Facturación del nuevo comercializador desde la fecha correcta.
e. Medidas coincidentes en las facturas del nuevo y el antiguo
comercializador.
f. Porcentaje de facturas devueltas
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g. Tiempo desde que finaliza el contrato del antiguo comercializador
hasta que se envía la última factura.
Se establecieron prioridades en la solución de los problemas por
categorías según el criterio de los distintos participantes del estudio
(un grupo de expertos, Core Data y energywatch).
2. Definición de la solución y aprobación del cambio de la industria.
Soluciones:
-
Obligación del antiguo suministrador de facilitarle al nuevo
datos de facturación.
-
Crear un proceso que facilite el cambio de comercializador en
ausencia de lectura.
-
Crear el concepto de OSER (Old Supplier Estimate Read) para
emplearse
como
medida
en
ausencia
de
lectura
en
determinados casos.
-
Procesar los datos de lecturas anteriores al cambio de
comercializador para facilitar la estimación de la medida.
3. Monitorización de la implementación.
Objetivos:
-
Facilitar el apoyo de expertos a los agentes.
-
Participar activamente en la implementación de los servicios
On- line para gas y electricidad.
-
Implementación del mecanismo de transferencia de datos entre
comercializadores.
-
Desarrollar un plan de gestión de la calidad sostenible.
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REGULADORES
Office of Gas and Electricity Markets (OFGEM) y Office for the Regulation of
Electricity and Gas (OFREG)
Ofgem es el organismo regulador del sector energético en Inglaterra, Gales y
Escocia, mientras que Ofreg es el regulador en Irlanda del Norte. Ambos son
independientes del gobierno y fueron creados a través del Acta de Electricidad en
1989.
Los comportamientos anticompetitivos y las violaciones de las licencias y de las
leyes de protección de los consumidores, son vigilados por Ofgem.
Ofgem y energywatch definieron qué características debía tener un cambio
erróneo de suministrador (Erroneous Transfer Customer Charter) para
normalizar los requisitos mínimos de calidad de atención al cliente en los
cambios de comercializador.
Department for Environment Food and Rural Affaire (DEFRA)
El Defra-Department for Environment Food and Rural Affaire es el Organismo
de Medioambiente. Se encarga de elaborar y de garantizar el cumplimiento de la
normativa medioambiental.
Department of Trade and Industry (DTI)
El DTI es la subdirección del Ministerio de Economía que elabora el marco
regulatorio del sector energético. Además, planifica la política energética a largo
plazo.
Energywatch
Es el organismo independiente encargado de velar por los intereses de los
consumidores. Publica las ofertas de los comercializadores, investiga y resuelve
las quejas de los consumidores y defiende sus intereses ante el organismo
regulador (Ofgem).
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FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
El cambio de las reglas del mercado spot organizado
Características del POOL:
−
La casación se realiza el día N-1 en períodos de media hora.
−
Las ofertas se reciben hasta las diez de la mañana.
−
La casación la realiza la NGC a través del sistema GOAL (Generator
Ordering And Loading). El despacho realizado es del estilo de nudo único sin
tener en cuenta restricciones de red.
−
El precio de compra del pool o Pool Purchase Price (PPP) es el precio
que se paga a los generadores. Tiene dos componentes dependientes de la
probabilidad de suministro y de la probabilidad de falta de suministro.
−
El precio de venta del pool o Pool Selling Price (PSP), es el precio al que
compran los comercializadores (PSP = PPP + Gastos).
Características de NETA (2001):
−
Mercados pay-as-bid:
o UKPX con horizonte de una hora y periodos de media hora. Se
abre 24 horas antes de la transacción física.
o Varios formatos de contratación en APX.
o Bilaterales físicos y financieros, a plazo y spot.
o UKPX y APX se fusionan. Entre los dos, mueven el 15 % de la
energía producida. El resto se mueve mediante contratación
bilateral.
−
Sistema de gestión de desvíos en el Balancing Mechanism. Se lleva a
cabo media hora antes de la transacción física. BM no pretende ser un mercado.
Para que los agentes lo consideren así, el precio pretende ser disuasorio. Existen
dos precios distintos según se necesite subir o bajar carga en el sistema.
−
Mercados a plazo desarrollados con liquidez hasta 1 año.
−
Escasa liquidez en los mercados de corto plazo por ser mercados
continuos en lugar de concentrar las operaciones en subastas convocadas.
−
No existe el pago por capacidad.
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Servicios complementarios
Existen tres categorías:
−
Obligatorios: los que todos los generadores grandes están obligados a
proporcionar.
−
Necesarios: requeridos a ciertos grandes generadores.
−
Comerciales:
servicios
adicionales
proporcionados
por
grandes
generadores o cualquier otro proveedor de servicios.
Los principales servicios complementarios son:
−
Control de potencia reactiva: este servicio se proporciona por parte de los
generadores de manera obligatoria y/o comercial.
−
Control de frecuencia: este servicio se proporciona de manera obligatoria
y/o comercial.
−
Reposición de servicio (Black Start): este servicio pertenece a la categoría
de necesarios.
−
Reserva y restricciones: son servicios comerciales.
Los servicios de respuesta en frecuencia, compensación de reactiva y reserva
de regulación se prestan a través de contratos con NGC. NGC también puede
contratar a futuro estos servicios para resolver restricciones de red.
Objetivos del cambio y su consecución
El objetivo más general del cambio de reglas en el mercado era lograr que el
mercado eléctrico fuera un mercado como el de cualquier otra commodity. Tras
el cambio de reglas, el mercado eléctrico presenta las mismas diferencias que
presentaba anteriormente con otros mercados. La principal razón por la que no se
alcanza este objetivo es la naturaleza no almacenable de la electricidad, la cual no
se cambia con las reglas del mercado.
Se logra incrementar la contratación a plazo porque los agentes tienen más
incentivo a gestionar su riesgo, pero ese incentivo viene dado por la retirada de
los caps de precio y por el riesgo regulatorio que introduce el cambio más que
por el cambio de reglas del mercado.
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Tesis de Master
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No se alcanzan los objetivos fijados de fomento de las renovables y la
cogeneración. El principal motivo viene dado por la penalización de su
impredectibilidad. También les afecta la falta de liquidez de los mercados para
ofertas de pequeño volumen.
Surgen dudas en cuanto a si se mantendrá o no la seguridad de suministro a largo
plazo debido a que se retira el pago por capacidad. Sin duda habrá que mantener
una observación al respecto para sacar conclusiones válidas.
Con las NETA, se pretendía obtener una reducción de precios. Este objetivo se
cumple al principio. Sin embargo, parece que la caída de precios se debe a la
reestructuración del sector que reduce el poder de mercado, y por la
sobrecapacidad que se obtiene inicialmente. Una vez que los agentes aprenden a
funcionar con las nuevas reglas, los precios aumentan por encima de los iniciales.
Para encontrar una explicación, se deben estudiar las circunstancias que rodean a
cada situación en cuanto a sobrecapacidad y a costes de materias primas.
Sin embargo, las mayores críticas que se llevó el cambio de reglas de mercado
del POOL a las NETA vinieron motivadas porque suponía la implantación de un
sistema mucho más caro de operar, por la introducción de un riesgo regulatorio
innecesario al poder haber obtenido buenos resultados a través de la evolución
del POOL y por las dificultades que aparecen para los pequeños agentes, al ser
penalizados por su impredictibilidad y a la reducción de la liquidez de los
mercados de corto plazo, y al gran volumen de información que se debe manejar.
Efectos sobre el mercado minorista y sobre la demanda
−
Los incentivos a la cobertura de riesgos y consecuente desarrollo de
mercados a plazo y otros instrumentos financieros favorece el desarrollo
de la actividad de comercialización, que, a su vez, da mayor liquidez al
mercado.
−
La falta de liquidez de los mercados a corto plazo supone una barrera de
entrada a comercializadores pequeños, ya que estos tienen mayores
dificultades para prever y gestionar su demanda.
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Tesis de Master
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−
La existencia de dos precios para la gestión de desvíos provoca que el
sistema se encuentre largo en generación hasta el momento de aplicar el
BM, lo que impide la viabilidad de los posibles agregadores que pudieran
ofrecer servicios de gestión de la demanda.
−
El fracaso en fomento de energías renovables limita las oportunidades de
los comercializadores de diversificar en sus productos (energía verde).
−
La incertidumbre regulatoria tiene un gran impacto en el mercado
minorista, ya que comercialización independiente asume un riesgo de
mercado mayor y es posible que no se desarrolle adecuadamente por el
riesgo regulatorio añadido.
−
También afecta a los comercializadores pequeños el gran volumen de
información resultante de los procesos de operación al existir varias
instituciones con solapamiento de competencias.
LECCIONES DEL REINO UNIDO
El mercado eléctrico en el Reino Unido se puede considerar un mercado
avanzado, aunque se ha de ser prudente a la hora de calificarlo como maduro, ya
que, aunque los índices pueden mostrar cierta estabilidad, ésta puede haberse
obtenido debido a las frecuentes modificaciones de las reglas de juego y no
realmente por el éxito de alguna en concreto. Sin embargo, sería una necedad no
reconocer que el mercado del Reino Unido es uno de los pocos mercados
eléctricos desarrollados y que funcionan correctamente en el mundo, por lo que
de su estudio se pueden obtener una serie de ideas que deben ser analizadas para
concluir si realmente podrían ser soluciones viables para los problemas
planteados en esta tesis.
Facturación
Parece que la facturación es especialmente problemática en el Reino Unido. En
España se han planteado e implantado medidas para informar a los consumidores
sobre sus consumos y la procedencia de la energía siguiendo las pautas de la
Directiva 2003/54/UE sobre las Normas Comunes para el Mercado Interior de
Electricidad. En el Reino Unido no están normalizados los periodos de
facturación ni los de medida, ya que la transposición de estas medidas que indica
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la legislación europea está pendiente. En España, sin embargo, la facturación y la
información sobre los consumos parece funcionar bien.
Parece que la información en las facturas sobre la cuota de participación de las
distintas fuentes de energía en la generación total de la empresa suministradora
puede ser, al menos confusa, ya que si no se establece un contrato bilateral entre
la comercializadora y una generadora, no se garantiza que el mix de energía sea
el indicado.
Medidas específicas para clientes vulnerables
Es importante entender el concepto que se tiene en este mercado sobre los
clientes vulnerables. Se entiende por cliente vulnerable aquel cliente que tiene
alguna dificultad para recibir la factura o para entender la información que se le
hace llegar. Las medidas específicas que se toman en el Reino Unido están
orientadas a que estos clientes puedan tener acceso a la información y a
protegerlos de desconexiones por impagos debidos a estas incapacidades.
Las facilidades de pago a clientes vulnerables podrían regularse en forma de
mínimos para asegurar cierta protección. No obstante, sobrepasar ese mínimo u
ofrecer distintos medios de pago se puede dejar a la iniciativa del mercado ya
que, sin duda, supone una ventaja competitiva que los agentes sabrán optimizar
mejor que el regulador.
Cambio de comercializador
Los índices de cambio de comercializador son frecuentemente analizados para
evaluar si el mercado funciona o no. Esta tesis se une al planteamiento de dudas
sobre la bondad de este indicador, ya que, como se observa en el caso del Reino
Unido, los cambios naturales suelen darse una sola vez por cliente y buscando el
suministro dual, por lo que un alto índice de cambio no informa sino de un estado
transitorio o inestable del mercado. Sin embargo, sí que es un indicador que estos
índices sean bajos en procesos transitorios de apertura.
En España, actualmente, resulta imposible hacer este tipo de análisis debido a las
circunstancias en las que nos vemos envueltos en relación a la tarifa y a la escasa
apertura real de los consumidores finales al mercado.
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Tesis de Master
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En UK, la estructura del sector y la retirada de la tarifa facilitaron que estos
índices se movieran en cifras sanas. Sin embargo, a pesar de que no parecía
existir una situación preocupante, se hizo un plan específico para que los cambios
de comercializador fueran eficientes y que no se limitaran por la estaticidad de
los consumidores.
Este tipo de planes en España no tienen ningún sentido si antes no se toman
medidas para que el mercado minorista exista, con un verdadero acceso de los
consumidores al mercado y sin límites artificiales de precio que impidan la
afloración de los riesgos naturales asociados a la actividad de comercialización
Una vez facilitada la aparición de circunstancias adecuadas para un mercado y
según se vayan observando las dificultades que pudieran aparecer, debería
realizarse un plan de mejoras del sistema del cambio de suministrador realizando
un benchmarking de otros mercados y estudiando el comportamiento del
consumidor nacional. Podría contemplarse la figura de intermediario para el
cambio al estilo de MRASCO.
Instituciones
En el Reino Unido, el regulador, Ofgem, supervisa el comportamiento de los
competidores, intentando garantizar el respeto a las normas y mantener un nivel
de competencia adecuado.
También existe un ente independiente, energywatch, cuya actividad de vigilancia
está orientada a la defensa de los intereses del consumidor. Energywatch
mantiene un contacto más próximo con el consumidor.
Por último, existe una asociación de comercializadores (ERA) que vigila el
comportamiento competitivo de cada uno y que defiende las buenas prácticas.
En España, podría crearse un ente que agregara los intereses de los consumidores
con escaso poder de negociación en el mercado, que pudiera atender sus dudas y
plantear a organismos superiores los problemas más frecuentes con que se
encuentran estos consumidores. Además, este mismo ente podría encargarse de
informar adecuadamente de las distintas ofertas existentes en el mercado para
poder limitar la asimetría de información entre unos agentes y otros del mercado
minorista.
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Lectura y medida
En el Reino Unido, la actividad de medida está liberalizada y es independiente de
la distribución y la comercialización. El Operador de Medida realiza las lecturas,
instala el contador y se encarga de su mantenimiento.
En España, esta actividad está regulada y unida a la de distribución.
Debido a ciertas escalas en el desarrollo de esta actividad y a que las eficiencias
introducidas con la liberalización son cuestionables, no se considera apropiada
esta medida en España. Como apoyo a esta conclusión, cabe destacar que en el
caso de Reino Unido la mayor parte de los Operadores de Medida son agentes
distribuidores o comercializadores.
Relación distribuidor-comercializador
Con respecto al tema de la relación entre el distribuidor y el comercializador del
mismo grupo empresarial, cabe referirse a la experiencia del Reino Unido en su
proceso de liberalización del sector eléctrico donde se llegó a prohibir que los
comercializadores integrados en un grupo empresarial adoptaran cualquier
nombre o marca comercial que les pudiera vincular o relacionar con el grupo
empresarial al que pertenecían.
En España, este tipo de medidas parecen demasiado drásticas para que las
compañías las acepten de buen grado. Hay que tener en cuenta que la solución a
los problemas del sector ha de salir de la cooperación de todos los agentes y no se
debe perturbar este ánimo de colaboración con medidas agresivas.
La tarifa eléctrica
La situación actual del Reino Unido es la mejor muestra de que un sistema
eléctrico puede funcionar sin necesidad de establecer un límite de precios en la
comercialización de la electricidad sin que existan por ello problemas de
suministro ni de abuso a los consumidores. La retirada paulatina de la tarifa a los
distintos grupos de consumidores según se iba creando competencia y
participación de los consumidores en el mercado minorista fue una solución
sencilla y razonable para el periodo transitorio.
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3.1.2. Países Nórdicos
POLÍTICA ENERGÉTICA Y MARCO LEGAL
El mercado eléctrico en los países nórdicos es un mercado regional que engloba a
Dinamarca, Suecia, Finlandia y Noruega. Sin embargo, la política energética
varía según lo hacen las circunstancias y necesidades de cada uno de los países.
No obstante, la base de la regulación es la marcada en las Directivas europeas, las
cuales son de obligada transposición en Dinamarca, Suecia y Finlandia y de
obligada consideración en Noruega por su pertenencia a la European Free Trade
Association.
La política energética noruega se basa en una gran supervisión y control estatal
de la generación, el transporte, la distribución y la venta de energía eléctrica. El
punto principal de la política ha sido la seguridad de suministro y la defensa del
interés general mediante un control público de la propiedad de los negocios
energéticos. Sin embargo, en los últimos años, se han tomado medidas a favor de
la creación de mercados, principalmente en lo relacionado con el segmento
comercial del negocio. La consecución de una competición efectiva en el
mercado minorista es uno de los principales objetivos. No obstante, la
intervención estatal sigue siendo existiendo, ya que se requieren licencias para la
actuación en cualquiera de los negocios energéticos.
El objetivo principal de la política energética en Suecia es garantizar el
suministro energético a corto y a largo plazo bajo un contexto competitivo y
abierto a un mercado exterior. Todo esto, sujeto a restricciones que respeten los
objetivos de eficiencia energética, precios asequibles de la energía, respeto al
medioambiente y sostenibilidad. Para ello, las medidas más destacables que se
han tomado en los últimos años son el cierre progresivo de las instalaciones
nucleares y la cooperación internacional en materias de energía y medioambiente
en la región báltica.
En Dinamarca, el objetivo es crear un sistema robusto mediante el que se asegure
la protección al consumidor, el acceso a la electricidad a un precio razonable, el
respeto al medioambiente, un sistema energético sostenible la seguridad de
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suministro y un mercado eléctrico con un nivel de competencia adecuado. La
base legal actual se encuadra en el Electricity Supply Act de 1999, en el que se
transpone la legislación europea hasta el momento, y el Amendment Act, en el
que se reforman ciertos aspectos del anterior. Debido a la preocupación existente
en cuanto al desarrollo de infraestructuras de red y la conveniencia de que éste
sea absolutamente independiente de intereses comerciales, el estado danés
decidió asumir la responsabilidad sobre la infraestructura principal mediante la
creación de una única entidad estatal como propietaria de la red y operador del
sistema, Energinet Danmark, como producto de la fusión de Eltra y Elkraft
System, anteriores operadores de la red del oeste y del este de Dinamarca
respectivamente.
La política energética finlandesa está determinada por los grandes consumos de
energía de su industria, la escasez de fuentes energéticas tradicionales (petróleo,
carbón y gas) y el compromiso con el respeto medioambiental. Estas
circunstancias explican la preocupación por incentivar la eficiencia energética en
los consumos, la producción combinada de calor y electricidad (cogeneración), el
uso de derivados industriales de la madera para uso doméstico y el relanzamiento
de la energía nuclear. No obstante, la importación de energía eléctrica y la
dependencia de energía primaria del exterior sigue siendo el aspecto más
preocupante en Finlandia. La base legal de la industria eléctrica en Finlandia es el
Act on Exercising the State's Control of Shareholders in Certain Limited
Companies Engaged in Business Activity (740/91), que regula la actividad para
las empresas en las que el estado mantiene una participación sustancial, que es la
gran mayoría de las mismas. Existe legislación especial que marca reglas
particulares para determinadas empresas y el Companies Act, donde se
especifican ciertas normas para las compañías no públicas.
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ORGANIZACIÓN DEL SECTOR
Proceso de desregulación
Noruega estableció el modelo para la desregulación en 1990, cuando Statnett se
creó como el operador del sistema independiente. Gestionaba un mercado de
ajustes y el acceso a la red mediante un único pago por el acceso a todo el
mercado. Se desarrollaron el market splitting y el counter-trading como solución
de las restricciones. Se introdujeron los grupos responsables del balance para
garantizar al operador del sistema escenarios de equilibrio en cada zona de
precio.
Suecia realizó cambios similares en el periodo 1992-1996.
Se creó un operador de mercado de propiedad compartida, NordPool. NordPool
ofrecía un mercado spot (Elspot), gestionaba las restricciones entre áreas de
precio y desarrolló productos financieros de futuros.
En 1998, Finlandia realizó cambios similares y se unió al mercado.
En 1999 y 2000 respectivamente, se unieron el oeste de Dinamarca (Jutlandia) y
el este (Zelanda).
Ilustración 6. Proceso de desregulación del mercado nórdico
FUENTE: NordPool
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Propiedad y estructura
Una característica singular del mercado nórdico es la gran participación de
capital público en sus agentes en Dinamarca, Noruega y Suecia, donde los
operadores del sistema y los generadores más grandes (Dong, Statkraft y
Vattenfall respectivamente) son propiedad del estado. También hay gran
participación en la propiedad de los municipios. En Suecia sí existe una
participación considerable de capital privado. En Finlandia, hay menor
participación pública, ya que el operador del sistema y la mayor generadora
(Fortum) tienen una gran participación privada, aunque Fortum tiene aún una
mayoría de participación pública.
Otros
e.on
Statkraft
Fortum
Vattenfall
0%
10%
20%
Noruega
30%
Suecia
40%
50%
Finlandia
60%
70%
80%
Dinamarca
Ilustración 7. Presencia de las empresas en los Países Nórdicos
Los mercados nacionales están fuertemente concentrados aunque el índice de
concentración es bastante menor que el caso español. Esta concentración es
especialmente evidente en Dinamarca, donde en la práctica hay dos generadores,
y en Suecia, donde Vattenfall tiene un 50% de cuota mientras que Sydkraft posee
un 25%. Statkraft tiene el 45% de la producción en Noruega y Fortum y
PVO/TVO tienen el 65% de la cuota en Finlandia. A pesar del alto grado de
concentración, existen pocas quejas de ejercicio de poder de mercado porque la
gran participación pública en las empresas les desincentiva a hacerlo.
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NEGOCIO DE GENERACIÓN
Licencias
En Noruega, la instalación de generación hidráulica requiere el cumplimiento de
los requisitos en licencias marcados por el Industrial Concesión Act, el
Watercourse Regulation Act y el Energy Act. Además, deben cumplirse los
requisitos generales del Planning and Building Act y del Water Resources Act. La
transferibilidad de los derechos de operación de las centrales se establecen en los
términos de las licencias en el Industrial Concesion Act y el Watercourse
Regulation Act. La producción no hidráulica (gas, eólica y térmica) está sujeta a
fuertes requisitos medioambientales especificados en el Pollution Act y en el
Planning and Building Act, además de requerir una licencia de acuerdo con el
Energy Act.
En Dinamarca, la operación de instalaciones de más de 25 MW instalados
requiere licencia del Ministerio y deben cumplir una serie de requisitos técnicos y
financieros. En algunas ocasiones, se permite la operación temporal sin licencia.
Las instalaciones de potencia menor a 25 MW se regulan mediante el Heat Suply
Act o mediante regulación específica. Existen requisitos especiales para las
instalaciones off-shore.
En Suecia, las instalaciones hidroeléctrica, eólicas y de combustión requieren un
permiso conforme al Enviromental Code y al Planning and Building Act. Estos
permisos dependen del cumplimiento de multitud de normativas municipales
sobre uso del terreno, actividades industriales y requisitos medioambientales.
En los cuatro países existe un libre acceso de terceros a la red que el operador del
sistema debe garantizar en condiciones no discriminatorias siempre que se haga
en términos razonables, sin que se comprometa el correcto funcionamiento de la
red.
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Producciones
Noruega tiene una gran capacidad de generación hidráulica, por lo que su
producción anual mediante esta tecnología suele estar entorno al 99% del total.
Suecia también tiene gran capacidad hidráulica aunque no llega a los niveles de
Noruega. Su producción anual hidráulica ronda el 50 %, mientras que el resto lo
cubre con tecnología nuclear. La regulación la hacen las centrales de gas-oil y la
cogeneración.
En Finlandia la producción hidráulica no es tan importante, por lo que el mix de
generación es más variado. Esta tecnología genera alrededor del 20% del total,
mientras que alrededor del 25% de la producción es nuclear y un 40 % es carbón.
El resto se cubre con cogeneración un una pobre producción renovable.
En Dinamarca, destaca la fuerte y creciente presencia de la eólica con un 15% de
la producción. El resto de la producción se cubre con cogeneración.
Generación renovable y cogeneración
Noruega establece planes anuales de financiación de proyectos de instalación de
producción renovable. Está en debate la conveniencia de establecer un sistema de
certificados verdes en coordinación con el ya existente en Suecia. La Directiva
europea de promoción de renovables ha sido adoptada por la EEA, pero no se
prevén cambios importantes en la legislación noruega en este sentido.
En Dinamarca se ha incentivado la generación basada en energías renovables y
cogeneración mediante la obligación a los consumidores de comprar una parte de
energía de este estilo a un precio regulado hasta el 1 de enero de 2005. Desde
entonces, las energías alternativas también están sujetas a mercado, aunque tienen
una prima extraordinaria.
En Suecia, el incentivo a estas tecnologías se creó en mayo de 2003 mediante el
Electric Certificates Act. Se estableció un sistema certificados verdes. Cada
certificado representa un kilovatio de generación renovable o de alta eficiencia
energética producida durante el año. Al final del año, cada agente debe poseer un
número determinado de certificados verdes. Con este sistema, se garantiza
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alcanzar una cuota de generación con fuentes alternativas determinada de manera
eficiente.
Finlandia tiene una gran tradición en producción renovable, especialmente en
biomasa, debido a la escasez de recursos fósiles y el escaso coste de obtención de
residuos de la industria forestal. La producción renovable total está entorno al 25
% de la energía total. La producción de renovables más extendidas en el resto de
Europa como la energía eólica o la solar es anecdótica en el caso finlandés,
debido a un escaso potencial. Actualmente, se está implantando un sistema de
incentivo de renovables basada en certificados verdes.
ACTIVIDAD DE TRANSPORTE
La construcción y la operación de líneas de transporte en Noruega están sujetas a
licencia en los términos expuestos en el Energy Act. La operación está sujeta a
control monopolístico y bajo la supervisión del operador del sistema, Statnett.
Statnett es también el principal dueño de la red de transporte. La regulación
económica de la actividad de trasporte es una regulación por incentivo basada en
limitación de ingresos.
En Suecia, no existen requisitos especiales para conectarse a la red de transporte.
El operador del sistema concede su autorización salvo si la conexión compromete
la seguridad del sistema. La construcción de líneas de alta tensión requiere una
concesión de red que emite el regulador siempre y cuando la línea sea de utilidad
para el sistema, bajo los criterios del Utility Easements Act. Las tarifas de red de
transporte son fijadas por la Agencia de Energía basándose en la suficiencia de
ingresos para un funcionamiento correcto de la red de transporte.
En Dinamarca se exige licencia para operar la red de transporte. La licencia es
válida durante al menos 20 años y tiene carácter geográfico. La expansión de la
red requiere permiso del Ministerio. La operación de la red por Energinet
Danmark no requiere licencia. Los ingresos de las compañías regionales de
transporte están limitadas en una banda. La remuneración de Energinet Danmark
se fija a coste de servicio. Todas las tarifas de red son auditadas por el ERB.
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La actividad de trasporte en Finlandia requiere una licencia de ámbito geográfico
de la Autoridad en Mercado Eléctrico. La remuneración de la actividad de
transporte en Finlandia se basa en una regulación por incentivos. La Autoridad en
Mercado Eléctrico define la metodología tarifaria y estima un nivel de ingresos
razonable para cada periodo regulatorio. Las tarifas son fijadas por las
compañías. Al final del periodo regulatorio, las diferencias entre los ingresos
estimados y los reales se trasladan al siguiente periodo.
OPERADOR DEL SISTEMA
En Suecia, la responsabilidad sobre la fiabilidad del sistema y sobre el balance de
energía recae sobre el operador del sistema, Svenska Krafnät.
En Noruega, el responsable sobre la fiabilidad del sistema es Statnett. Statnett
también se encarga de la operación del sistema, del desarrollo del la red de
transporte y del balance de energía. Está sujeto a la supervisión de Norwegian
Energy y del Water Resources Directorate bajo las normas fijadas en el Energy
Act.
El operador del sistema danés es Energinet Danmark, producto de la reciente
fusión entre Eltra y Elkraft, antiguos operadores de la red del oeste y del este de
Dinamarca respectivamente. Energinet Danmark es responsable de la fiabilidad
del sistema, de desarrollar un marco competitivo en el mercado en los aspectos
relativos a la red, del desarrollo de su red y del balance de energía.
El operador del sistema y transportista finlandés es Fingrid. Tiene la
responsabilidad de mantener la fiabilidad del sistema, desarrollar la red de
transporte, asegurar la calidad y autorizar las conexiones a la red.
ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN
En Suecia no existe distinción entre la actividad de transporte y la de
distribución, por lo que es aplicable todo lo expuesto en el apartado
correspondiente a la actividad de transporte.
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En Noruega, la distribución se regula bajo las mismas normas que el transporte.
La licencia requerida es de ámbito local. La regulación económica también es
una regulación por incentivos. Se requiere un acuerdo de balance con el operador
del sistema o con otros agentes conectados a la red.
En Dinamarca, la distribución requiere de las mismas licencias que el transporte.
También coincide la regulación de la distribución y del transporte en materia de
tarifas y remuneración. En Dinamarca, el distribuidor también tiene un papel de
intermediario para el cambio de comercializador.
En Finlandia no existen diferencias entre la actividad de transporte y la de
distribución. El distribuidor también puede comercializar la energía a un precio
libre pero auditable por la Autoridad en Mercado Eléctrico.
ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
La característica principal del mercado minorista nórdico es que no se trata de un
mercado único, sino que es un mercado en que los agentes actúan en mercados
regionales debido a las limitaciones que imponen las interconexiones y a una
serie de normas que no están harmonizadas en todos los países y que impiden la
actuación en un mercado global. Los intentos de harmonización afectan también
a Islandia, país que se pretende incluir en el mercado nórdico.
El alto número de comercializadores en cada región favorece que exista una
competitividad razonable en el mercado minorista. Existen, aproximadamente,
130 agentes en Noruega, 7 en Islandia, 50 en Dinamarca, 70 en Finlandia y 97 en
Suecia.
Uno de los retos de la apertura de los mercados nórdicos de electricidad ha sido
asegurar que los consumidores disfruten de un mercado competitivo. El indicador
del nivel de competencia es la actividad de cambio de suministrador en los
mercados de comercialización de electricidad.
Se ha localizado una serie de obstáculos en los procedimientos de cambio de
comercializador en un programa específico para ello enfocado principalmente al
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cambio de consumidor de los consumidores domésticos y las PYMES, donde la
el problema es más evidente debido a la falta de experiencia de los compradores.
Otro de los objetivos de este programa fue contribuir a la harmonización que
hiciera posible la creación de un mercado único de comercialización en los países
nórdicos.
Los problemas que se trataron fueron divididos en los siguientes temas:
-
Requisitos de medida
-
Sistemas de obtención de perfiles de cargas
-
Tarifas de cambio de suministrador
-
Gestión de la información
-
Formatos estándar para el intercambio de datos
-
Obligaciones de los operadores de red de vigilar el cambio de
comercializador
-
Datos necesarios en el proceso de cambio
-
Otras cuestiones
El mercado nórdico de electricidad se ha liberalizado siguiendo los requisitos
marcados por las Directivas de Electricidad de la Unión Europea. La apertura del
mercado comenzó en Noruega en 1990. Le siguieron Suecia y Finlandia a lo
largo de los 90 y Dinamarca, que comenzó su proceso de liberalización en 1998.
Islandia ha iniciado recientemente las primeras reformas para facilitar el proceso.
El acceso libre a la comercialización para todos los consumidores de electricidad
existe en Noruega desde 1995, en Finlandia desde 1998, en Suecia desde 1999 y
desde 2003 en Dinamarca.
El nivel de cambio de comercializador varía según el país, aunque la
comparación es difícil porque los requisitos, las facilidades y los obstáculos son
distintos en cada caso.
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Precios
Los precios y los tipos de contratación varían según el país, ya que no existe una
contratación estándar para el conjunto de los países nórdicos.
Fuente: “Supplier switching inThe nordic countries”. Nordreg, septiembre 2005.
La comparación se hace entre los precios mensuales del contrato de obligación de
suministro finlandés (en el que pueden cambiar los precios notificándolo con un
mes de antelación), un contrato estándar variable en Noruega, un contrato basado
en mercado de Dinamarca y un contrato sueco con indexación al precio de
mercado.
Para analizar estos precios es necesario tener en cuenta que los comercializadores
no suelen comprar toda su energía a spot, sino que, por el contrario, la mayor
parte la compran a plazo, por lo que no están expuestos por completo a la
volatilidad del precio. Sin embargo, éste es el precio de referencia, ya que es el
valor de la energía en el momento de la venta.
En las figuras se observa que, mientras los precios en Noruega y Suecia parecen
seguir el precio spot, los de Finlandia y Dinamarca no parecen mantener una
correlación con él. También se comprueba que, a pesar de estar comparando
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contratos distintos, las diferencias de precios se mantienen en márgenes
razonables para pensar que se pudiera crear un mercado minorista único en los
países nórdicos tras introducir una serie de reformas en la regulación. La creación
de formas de contratación estándares ayudaría a que esta comparación fuera más
productiva y a crear la transparencia necesaria para que el consumidor pudiera
actuar convenientemente.
Fuente: “Supplier switching inThe nordic countries”. Nordreg, septiembre 2005.
Fuente: “Supplier switching in the Nordic countries”. Nordreg, septiembre 2005.
La relación entre el precio mayorista y el de comercialización es importante para
la seguridad de suministro. En un mercado mayorista, la escasez de margen de
suministro se refleja en altos precios que sirven como señal para el ahorro de
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energía si se envían al consumidor final. Si un consumidor no está expuesto a
estos precios, no tiene incentivos para reducir su consumo. Esta señal es
adecuada en este sentido sólo para precios exageradamente altos, aunque son
precisamente estos precios los que se dan cuando se necesita una reducción del
consumo.
Suministro de último recurso y suministro por defecto
Se diferencia entre suministro de último recurso y suministro por defecto. El de
último recurso es el suministro a clientes de comercializadoras que no pueden
atenderlo por motivo de urgencia. El segundo es el suministro a clientes que no
han firmado ningún contrato con ninguna comercializadora. El ente encargado de
este servicio varía según los distintos países y se explican en la siguiente tabla:
Tabla 1. Tarifas de último recurso y por defecto
suministro de último recurso
suministro por defecto
comentarios
Noruega
distribuidor local
incumbente
precios con sobrecostes (incentivo)
Suecia
Incumbente
contratado por distribuidor
Finlandia
Dominante
dominante
tarifas fijadas por suministrador pero auditables (regulación ex post)
Obligación de suministro sólo para pequeños consumidores
No incentiva a la participación en el mercado (Competencia tarifa)
Dinamarca
Suministrador a tarifa
Suministrador a tarifa
Precio regulado (regulación ex ante)
Información y protección al consumidor
En los países nórdicos no existen procedimientos estándar de información al
consumidor en cuanto a ofertas de comercializadores.
En Noruega, los comercializadores están obligados a informar a la Autoridad de
Competencia de sus precios semanalmente.
En Dinamarca, ELFOR, una asociación privada, se encarga de publicar
comparativas de ofertas. Los precios regulados de los suministradores por defecto
los publica el regulador. Desde septiembre de 2005, además, cada
comercializador está obligado a publicar sus ofertas a través de su página web.
En Suecia, la información al consumidor es competencia de la Agencia del
Consumidor. En este caso, no existe obligación por parte de los
comercializadores de informar de sus ofertas, aunque casi todos colaboran.
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En Finlandia, la Autoridad del Mercado de la Energía hace una comparativa
mensual de los precios del suministro de último recurso y algunas asociaciones
privadas publican comparativas de las ofertas de los comercializadores.
Suecia y Dinamarca, al contrario que Finlandia y Noruega, tienen
recomendaciones específicas sobre los contenidos y formas de presentación de
las facturas.
Todos los países nórdicos tienen reglas específicas de protección del consumidor
y procedimientos de reclamación estándar.
Flujo de información entre comercializadores y distribuidores
Desde que se estableció el nuevo margo legal en los distintos países nórdicos, han
ocurrido problemas relativos a la información que comparten comercializadores y
distribuidores que han afectado a los procesos de cambio de comercializador.
Esta situación se va normalizando, ya que, aunque sólo está regulado en Noruega,
el uso de un único sistema de comunicaciones para todos los agentes se ha ido
extendiendo en todos los países nórdicos.
Está asumido que las prácticas de intercambio de información entre agentes han
de ser transparentes, razonables, uniformes y no discriminatorias. Todos los
países nórdicos contemplan de alguna manera estos requisitos en la regulación.
Sin embargo, se han detectado quejas en Suecia, Noruega y Finlandia motivadas
por supuestas prácticas irregulares como que se comparta la base de datos de
clientes entre comercializador y distribuidor del mismo grupo o que una
distribuidora informe a su comercializadora de que un cliente está en proceso de
cambio de suministrador para aumentar la captación de clientes. El debate sobre
cómo regular y controlar estas acciones sigue abierto.
Información al regulador
En todos los países nórdicos se considera el número de cambios de
comercializador como un indicador importante del buen funcionamiento del
mercado minorista. Por ello, en cada país, alguna organización se ocupa de
recopilar datos y elaborar estudios sobre el tema.
En Noruega, el encargado de esta tarea es el regulador. En Suecia, existe una
autoridad de estudios estadísticos dedicada a este tipo de estudios. En Dinamarca
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y Finlandia, son organizaciones privadas las que recopilan los datos y elaboran
las estadísticas.
Tiempos mínimos de permanencia y de cambio. Tarifas.
En Noruega, desde que comenzó el año 2006, los cambios se pueden realizar
cualquier día sin límite de números de cambio ni de permanencia. Anteriormente,
los cambios se podían realizar únicamente los lunes de cada semana. No existe
ningún tipo de tarifa de cambio.
En Dinamarca y Suecia el cambio de suministrador únicamente puede ser
realizado el primer día de cada mes. Tampoco existen tarifas de cambio.
En Finlandia, no existen limitaciones en el número de cambios de suministrador,
aunque existe una tarifa de medida si el consumidor realiza más de un cambio en
un año.
Propuestas de NordReg para el mercado minorista nórdico
NordREG es el regulador regional de los países nórdicos, encargado de coordinar
los desarrollos legislativos conforme a ciertos acuerdos adoptados por los
distintos países. NordREG está elaborando una serie de propuestas para lograr
alcanzar la regionalizad en el mercado minorista, mediante la harmonización de
las regulaciones y de los procedimientos.
Para el cambio de suministrador, se propone un modelo sencillo que pretende ser
eficiente y que implique el menor flujo de datos posible. Para ello, se propone
que cada punto de medida esté identificado por un código exclusivo y que todas
las operaciones puedan gestionarse a través de Internet. También se advierte que
debe regularse específicamente la información que debe compartirse y enviarse
en cada fase del proceso.
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Ilustración 8. Procedimiento de cambio de suministrador
Fuente: NordReg
Otra interesante propuesta de NordREG para evitar los costes de cambio del
cambio de suministrador en los que incurre el comercializador y repercute al
consumidor internalizándolo en su oferta o mediante algún otro cobro, es que
estos costes se cubran mediante ingresos regulados de distribución. De esta
manera, el consumidor no se ve penalizado al cambiar de comercializador y se
favorece la competencia en precios. Esta medida no parece justificable, ya que
los costes de cambio son costes reales que afectan a la actividad de
comercialización de manera natural. Para obtener una estructura óptima en el
mercado, no se deben ocultar estos costes. Es una medida que podría
contemplarse como transitoria en un mercado incipiente para favorecer la entrada
de nuevos agentes, pero no parece adecuada como medida permanente.
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REGULADORES
Los principales organismos regulatorios en Noruega son:
-
Ministerio de Petróleo y Energía (MPE).- Tiene responsabilidad sobre el
enfoque de la política energética.
-
Dirección de Recursos Hidrológicos y de Energía de Noruega (NVE).- Es
una Dirección subordinada al MPE y es la responsable de la
administración del agua y de los recursos energéticos en Noruega. Tiene
competencia para decidir en asuntos como el Planning and Building Act,
el Energy Act y el Water Resources Act.
-
Statnett.- Es el operador del sistema, dueño casi absoluto de la red de
transporte y con ciertas competencias regulatorias.
Ninguno de los órganos regulatorios descritos es independiente de intereses
políticos y de los agentes del sector debido a que sus integrantes son elegidos
por el gobierno y el estado tiene una mayoritaria participación pública en los
activos de generación.
En Suecia, las leyes son adoptadas por el Parlamento, aunque éste autoriza al
gobierno a desarrollar la regulación de la industria eléctrica. Existen tres cuerpos
regulatorios principales:
-
Energy Agency.- Es la autoridad en materia de uso de la energía y
suministro.
-
Svenska Kraftnät .- Es el operador del sistema y responsable de los
aspectos técnicos del sistema de transporte.
-
Nätmyndigheten (Autoridad de Red).- Es el encargado de la emisión de
concesiones de red.
-
National Electrical Safety Board.- Es el organismo encargado de elaborar
la regulación relativa a la seguridad de las instalaciones.
-
Enviromental Protection Agency.- Es la institución encargada de elaborar
la legislación medioambiental.
-
Nuclear Power Inspectorate.- Es el cuerpo regulatorio que se encarga de
supervisar la operación de las instalaciones nucleares.
-
Competition Authority.- Es el organismo de defensa de la competencia.
Todos los organismos reguladores suecos se suponen independientes de intereses
de los agentes del mercado y de intereses políticos.
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Las principales autoridades en materia regulatoria en Dinamarca son:
-
El Parlamento Danés.- encargado de elaborar la legislación y la política
regulatoria.
-
El Comité de Energía.-Dependiente del Parlamento, plantea, revisa y
sugiere cuestiones y soluciones al Parlamento.
-
La Agencia Danesa de Energía.- Es el departamento del Ministerio de
Economía que administra la legislación energética y toma decisiones
supeditadas a la legislación superior (Energy Act).
El regulador finlandés es la Autoridad en Mercado Eléctrico. Es responsable del
desarrollo de la regulación bajo el ámbito de la legislación superior,
responsabilidad del gobierno, de la supervisión de la operación del sistema y de
las tarifas del transportista y de los distribuidores, además de la emisión de las
licencias.
FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
El mercado nórdico es un mercado regional que engloba los consumos de cuatro
países divididos en seis zonas de precio: Suecia, Finlandia, este y oeste de
Dinamarca y norte y sur de Noruega, según aparecen las restricciones en las
conexiones que las unen.
Las congestiones se gestionan mediante “market splitting” o “subastas
implícitas” entre las distintas zonas de precio y mediante “counter-trading” o
redespacho mediante ofertas en el mercado de ajustes dentro de las zonas de
precio. Todas las transacciones entre áreas de precio son realizadas a través de
NordPool (Elspot). El mercado nórdico ha funcionado con precio único entre 1/5
y ½ de las veces. Existe debate en cuanto a la metodología de la gestión de
restricciones. El market splitting resulta más eficiente en el envío de señales de
localización a la generación, aunque estas señales están distorsionadas por
intereses políticos, lo que les hace perder sentido. El problema de combinar el
“market splitting” en las fronteras con el “counter-trading” del interior es que los
TSO tienen el incentivo perverso de trasladar las congestiones a las fronteras
declarando capacidad de las interconexiones indisponibles para evitar correr con
los gastos que supone el “counter-trading” y que ellos soportan.
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Ilustración 9. Zonas de precio del mercado nórdico
Fuente: NordReg
No hay un despacho centralizado. Existen unos agentes responsables del balance
en cada zona de precio que firman un contrato con su TSO. Sólo estos agentes
pueden negociar entregas físicas en los mecanismos de balance de los TSO. El
resto de agentes que quieren participar en el mercado físico, deben coordinarse
con el responsable del balance de su zona.
Se trata de un mercado eléctrico maduro, donde participan agentes de Holanda,
Alemania, USA, UK, Suiza, Francia, Italia y Bélgica. Existen mercado
organizados spot y a plazo con diversas formas de contratación además de haber
una gran liquidez en contratación OTC. Los agentes pueden contratar bien
mediante el mercado organizado, bien mediante contratos bilaterales, con la
obligación de tener una compañía que será la responsable de los ajustes en
tiempo real.
Mercado físico
ELSPOT Es el mercado diario, que tiene por objeto llevar a cabo las
transacciones de energía eléctrica para el día siguiente. Todos los participantes en
ELSPOT deben tener una conexión física a red.
Cada agente envía antes del mediodía a Nord Pool su curva de precio-energía
para las 24 horas del día siguiente, permitiéndose ofertas por bloques.
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Existen diferentes áreas de oferta, que se pueden convertir en áreas de precio si
aparecen congestiones en las interconexiones entre dicha áreas. Dentro de
Noruega, y en las interconexiones entre los países nórdicos, las congestiones de
red se resuelven mediante mecanismos de precios.
ELSPOT negocia el 43% de la energía física.
El mercado ELBAS es un mercado intradiario de ajustes, que proporciona un
comercio de potencia continuo que cubre desde la publicación de resultados en
Nord Pool Spot hasta una hora antes de la entrega física de la energía. Comenzó
su actividad el 1 de marzo de 1999. Es gestionado por el EL-EX Nord Pool y en
él participan agentes de Suecia y Finlandia.
El precio del mercado está muy relacionado con el nivel de aportaciones a las
reservas hidráulicas en Noruega y Suecia. Cuando éstas son abundantes, el precio
se mantiene bajo, mientras que, en épocas de sequía, se recurre a la térmica y
suben los precios en todo NordPool.
Mercado de ajustes (Real time market)
Es un mecanismo de mercado utilizado por los operadores del sistema para
equilibrar los desajustes entre las ofertas casadas y la demanda real y poner un
precio a los desvíos. Por lo tanto, existen tantos mercados de ajustes como
operadores del sistema:
− Stattnet en Noruega.
− Svenska Kraftnät en Suecia.
− Suomen Kantaverkko Oyj (Fingrid) en Finlandia.
− ELTRA en Jutland/Fyn, Dinamarca.
Tras el cierre del mercado spot los agentes pueden enviar al operador del sistema
sus ofertas de reserva a subir (aumento de generación o disminución de demanda)
y a bajar (disminución de generación o aumento de demanda). Estas ofertas se
ordenan por orden de precio y los operadores utilizan las ofertas casadas en dicho
orden cuando son necesarias. El precio del mercado es el más caro de las ofertas
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utilizadas, cuando se necesita reserva a subir y el más bajo de las ofertas
utilizadas cuando se necesita reserva a bajar.
Las reglas para la determinación del precio de los desvíos difieren entre los
diferentes Operadores del Sistema pero todas implican una penalización por
incurrir en dichos desvíos.
Mercados financieros
En 1993, Nord Pool, entonces Statnett, crea un mercado forward que utiliza un
método de subasta con reparto físico con tres productos, todos ellos con un
periodo de vencimiento de 6 meses:
− Contratos de carga base (Base Load Contracts).
− Contratos en punta (Peak Load Contracts).
− Contratos de carga off-peak (Off-peak Load Contracts).
Cubren 1 semana o bloques de 4 semanas que son divididos en periodos
semanales conforme se acerca el vencimiento.
Según el mercado va desarrollándose desde este punto de partida, la experiencia
aconseja algunos cambios que incentiven el comercio en este mercado y aumente
la liquidez.
Entre 1993 y 2000 se realizan las siguientes reformas en el mercado:
− se suprimen los contratos en punta y los off-peak, que no habían tenido
gran aceptación
− se suprime el método de casación de oferta semanal y se sustituye por un
método de casación continua con ofertas “sobre el parqué”,
− los contratos físicos se suprimen y se convierten en contratos financieros
con pago al vencimiento
− se transforma el mercado de forwards en mercado de futuros, con
liquidaciones diarias (daily mark-to-market settlement) y se incrementa el
periodo máximo al vencimiento hasta los 3 años.
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− se introduce el comercio de contratos forward financieros y el comercio
de contratos de opciones
− tras completar la unificación de Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca
en un solo mercado se introducen los contratos por diferencias como un
nuevo tipo de contrato forward.
Situación actual de los mercados financieros
En la actualidad se negocian en Nord Pool cuatro tipos de contratos financieros:
Eltermin:
− Contrato Área de Nord Pool
− Futuros de carga base (Base Load Futures)
− Forwards de carga base (Base Load Forwards)
Opciones Eloption:
− Contratos por diferencias.
El precio de referencia para todos los contratos es el precio marginal del sistema.
Se trata de mercados exclusivamente financieros, sin reparto físico de energía, y
con liquidaciones a lo largo del periodo (cuya duración máxima es de tres años)
hasta el vencimiento del contrato.
El volumen negociado supone 1,4 veces el del mercado físico. Los mercados
OTC negocian volúmenes de hasta tres veces el físico.
Servicios complementarios
Aunque los TSO procuran emplear en lo posible sus propios servicios
complementarios, las ofertas para la regulación secundaria son comunes para
todo el mercado.
Cuatro tipos:
-
Reserva de control de frecuencia en operación normal
Control
primario
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Tesis de Master
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-
Reserva de control de frecuencia en incidencias
-
Reserva rápida en incidencias
Control secundario
-
Reserva lenta en incidencias
En cada sistema:
-
Statnett (NW) paga una cuota anual a los generadores y la liquida
conforme a su producción anual. En verano, ante indisponibilidades
previstas de centrales, Statnett convoca subastas semanales para
obtener reserva primaria extra. La reserva rápida en incidencias se
denomina reserva secundaria en Noruega y está combinada con el
mercado de desvíos.
-
Svenska Kraftnät realiza ofertas los jueves para la semana siguiente
desde el sábado de reserva de operación normal y reserva de control
de frecuencia en incidencias.
Puede realizar otras ofertas
complementarias hasta dos horas después del tiempo real.
-
Fingrid tiene un banco de reserva de contratos anuales. Se remunera
una cantidad anual según la disponibilidad de las centrales y una
cantidad horaria por el uso de la reserva.
En Noruega, los costes se cargan a la tarifa de red, mientras que los otros TSO los
cargan a los procesos de gestión de desvíos
Capacidad
-
En Noruega, Statnett asume la obligación de asegurar la capacidad a
corto plazo, aunque se está incrementando la presión para que asuma
responsabilidades en el largo plazo. Para este fin, se está gestionando
la instalación de turbinas de gas en la zona centro de Noruega.
-
En Suecia, Svenska Kraftnät contrata 2000 MW de reserva de pico de
un generador o un consumidor.
-
En Finlandia, Fingrid posee o contrata 670 MW de turbinas de gas
para reserva. Los costes se llevan a la tarifa de acceso.
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
-
En los últimos tiempos, Nordel ha realizado propuestas para
incrementar la respuesta de la demanda y estimular nuevas formas de
contratación de capacidad en punta.
Parece que el principal problema por el que no se logra una sobrecapacidad
segura es porque no se han establecido las sanciones o incentivos necesarios, sino
que se confía en que el mercado actúe convenientemente.
LECCIONES DE LOS PAÍSES NÓRDICOS
El mercado nórdico es una referencia clave para analizar el funcionamiento de un
mercado minorista de electricidad. Un factor clave en el éxito del mercado
nórdico es que se ha mantenido un diseño simple que se ha ido mejorando
progresivamente.
Queda patente la predisposición de los países que integran el mercado para
adoptar medidas que mejoren el funcionamiento del mercado sin interponer
restricciones proteccionistas o defender las competencias de los organismos
nacionales. La creación de NordREG supone un hecho clave para la adopción de
medidas integradoras.
Planes de mejora de las reglas de juego
Es destacable cómo, al igual que en el Reino Unido, a pesar de no existir grandes
problemas en la comercialización, se decide realizar un plan específico de
localización y análisis de obstáculos en el cambio de comercializador. Ésta es una
muestra más del ánimo y el interés por que el mercado funcione y que la
ganancia de eficiencia sea real. Un plan similar debería realizarse en mercados
que se encuentran en procesos de apertura una vez se hubieran eliminado los
obstáculos políticos y hubieran surgido los verdaderos problemas del sistema de
mercado adoptado.
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Tesis de Master
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Traslado de señales de precio y gestión de la demanda
Una situación especial que se debe analizar es la vivida en los países nórdicos en
el invierno entre 2003 y 2004. Debido a una gran sequía y a las altas temperaturas
que impedían el deshielo, los recursos hídricos de Noruega se redujeron y se tuvo
que importar energía producida por centrales térmicas de combustibles fósiles. El
precio de mercado aumentó drásticamente durante aquel invierno y este precio se
trasladó al precio del consumidor final en los contratos de precio indexado al spot
o con revisiones en periodos cortos. Trasladar el precio al consumidor fue la
mejor medida para evitar el compromiso de la seguridad de suministro, pues se
convirtió en una muy eficaz señal para el ahorro de energía. Esto muestra la
importancia y la eficacia de enviar señales de precio al consumidor para gestionar
la demanda.
Sin embargo, el caso que se pretende analizar en España es algo distinto. Se
pretende hacer compatible un mercado minorista con la intervención para lograr
una gestión de la demanda compatible con la política energética española y
europea. En el caso de grandes y medianos consumidores, el envío de una señal
de precio de mercado es factible, ya que pueden estar interesados en asumir el
riesgo de que existan picos de precio si pueden regular su consumo con el precio.
Sin embargo, la demanda que crea los picos de carga es la demanda doméstica y
comercial. Se trata de una demanda muy rígida, como se muestra en el apartado
correspondiente de esta tesis, y enviar una señal de precio de mercado puede no
ser compatible con un mercado minorista, ya que los consumidores tenderán a
hacer contratos de tarifa plana o de menor precio en las horas de mayor consumo.
Si el suministro fuera a tarifa, no existiría este problema, ya que se impondría un
precio internalizando el valor que tiene la gestión de la demanda. Por este
motivo, la manera de gestionar la demanda que se considera más razonable en
esta tesis es el envío de señales a través de la tarifa de acceso.
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Tesis de Master
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Protección al consumidor
Parece adecuado que exista cierta intervención en la capacitación de los
consumidores domésticos y comerciales para actuar en el mercado dado su
escaso poder de negociación y a la asimetría de información que podría existir.
En el caso nórdico, en los cuatro países existen procedimientos de información de
los precios. En algunos casos, se obliga a las comercializadoras a publicar los
precios, en otros las comercializadoras cooperan libremente. Es posible que la
imposición sea necesaria en algunos casos. En otros, las comercializadoras
publicarán la información libremente para vender una imagen de transparencia.
En cualquier caso, la solución correcta en este sentido se ha de evaluar para cada
caso particular. Se ha de partir de la premisa de que las imposiciones en las
actuaciones de mercado han de ser mínimas, por necesidad y no han de provocar
distorsión.
Flujo de información entre distribuidores y comercializadores
En los países nórdicos también han surgido problemas relacionados con el flujo
de información entre distribuidoras y comercializadoras del mismo grupo
empresarial y la solución sigue expuesta a debate. Parece que la solución que
probablemente se adopte será la centralización de determinada información de los
consumidores en una entidad a la que tengan acceso todas las comercializadoras,
aunque esto no evitaría que algunas dispusieran de información privilegiada.
Tiempos mínimos de permanencia y tarifas. Proceso estándar de cambio de
comercializador.
El caso noruego demuestra que es posible gestionar un sistema de cambios de
comercializador sin límites en permanencia ni números de cambio y sin tarifas de
cambio. El uso de contadores con telemedida facilitaría en parte esta gestión, sin
embargo, la automedida o la realización de estimaciones pueden ser una buena
solución. La clave está en que el proceso de cambio se estandarice en un sistema
sencillo y eficiente. La propuesta de NordREG parece que cumple estos
requisitos y parece un modelo compatible con la mayor parte de los mercados
aquí estudiados, incluido el español. También sería compatible con la existencia
de un órgano que centralizara los cambios.
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
3.1.3. Alemania
POLÍTICA GUBERNAMENTAL Y MARCO LEGISLATIVO
En líneas generales, la política energética alemana vela por el desarrollo de la
competencia y la eficiencia en el sector eléctrico y por la protección del medio
ambiente y por la generación no contaminante. En general, las reglas alemanas
van en el mismo camino que las de la Unión Europea, aunque frecuentemente
van más allá, como en el caso de la liberalización completa para todos los
consumidores en 1998 y especialmente con la normativa medioambiental.
Para agilizar la competencia en la generación y el suministro de electricidad y la
eficiencia en el transporte y la distribución, Alemania cambió su legislación
energética básica, el Energiewirtschaftsgesetz, en julio de 2005. Como resultado,
Alemania abolió su anterior acceso de terceros a la red negociado y lo sustituyó
por el acceso libre. Además, se hizo una transposición rígida de la Directiva
2003/54/CE sobre medidas para la aceleración de la liberalización. Además, se
prestó especial interés en la creación de normas que aseguraran la protección de
la información comercial más sensible.
En los últimos años, la política alemana ha estado encaminada a incentivar
generación compatible medioambientalmente como ciclos combinados y energías
renovables mediante la incorporación al mercado de derechos de emisión de
gases de efecto invernadero en enero de 2005. Además, en junio de 2000, se llegó
a un acuerdo por el cual, se reducirá gradualmente la potencia nuclear instalada.
El marco legislativo comprende los siguientes documentos básicos:
-
El Energiewirtschaftsgesetz constituye los principios generales del
transporte, la distribución y el suministro de electricidad. Determina la
normativa referente al acceso a las redes e incluye una guía para la
aprobación de las tarifas de suministro para consumidores regulados.
-
El Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen es la base de las leyes de
competencia y es aplicable por la Agencia Federal de Red y por las
autoridades de competencia.
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
-
El Erneuerbare-Energien-Gesetz y el Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz
regulan las actividades de generación renovable y cogeneración
respectivamente.
-
El Ttreibhausgas-Emissionshandelsgesetz determina las normas del
mercado de derechos de emisión y el plan de asignación de certificados.
ORGANIZACIÓN DEL SECTOR
Tradicionalmente, la organización del sector eléctrico en Alemania ha sido
descentralizado con participación de hasta 1.200 empresas de las que 900 estaban
verticalmente integradas como operadores de red y suministradores y, algunas de
ellas, también como generadores. Como consecuencia de la Directiva
2003/54/CE, se crea la necesidad de separar las actividades de red de las demás,
con excepciones para operadores de red con menos de 100.000 clientes
conectados. La separación de las actividades de distribución y suministro está
sujeta a un periodo transitorio hasta julio de 2007.
En el sector existen tres niveles de propiedad: las grades compañías como RWE,
E.On, EnBW y Vattenfall Europe, las compañías regionales, en ocasiones
dependientes de las grandes empresas, y las compañías locales, que suelen estar
verticalmente integradas y son de propiedad municipal.
La actividad de generación está plenamente liberalizada en Alemania. Los
recursos de generación son operados y pertenecen a varias empresas,
normalmente las grandes empresas del sector aunque también productores
independientes y auto productores.
La actividad de transporte se realiza mediante concesión por los operadores
autorizados de RWE, E.On, En BW y Vattenfall Europe. La actividad de
distribución es desarrollada por más de 900 operadores de red a nivel regional o
local.
La actividad de suministro está plenamente abierta a competencia desde el
principio de la liberalización del sector en 1998.
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Tesis de Master
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ACTIVIDAD DE GENERACIÓN
La actividad de generación está plenamente liberalizada. No es necesario ningún
permiso específico para la instalación u operación de las centrales. Sin embargo,
sí que se aplican en estos casos los requisitos generales de planificación,
construcción y de requisitos medioambientales. También hay normativa
específica en este sentido para la generación nuclear, aunque el gobierno alemán
y las grandes empresas han acordado no instalar nueva capacidad nuclear.
Está garantizado el acceso a la red de modo no discriminatorio excepto en caso
en que no sea técnica o económicamente razonable.
En el caso de las tecnologías renovables y de la cogeneración, en caso en que no
existan restricciones técnicas, el acceso a la red de transporte es prioritario.
Además, el operador de la red tiene la obligación de comprar la energía que
generen estas instalaciones a una tarifa regulada primada.
ACTIVIDAD DE TRANSPORTE
La construcción de líneas de tensión superior a 110 kV está sujeta a aprobación
basada en la planificación centralizada de la red de transporte. Por otro lado, la
operación de una red requiere el permiso de las agencias de energía del estado
donde se encuentra la instalación. Este permiso sólo puede ser rechazado si el
solicitante no es fiable o no tiene la capacidad técnica o económica para realizar
la operación de manera segura.
Los cuatro operadores zonales de transporte tienen obligación de dar un acceso a
la red no discriminatorio salvo imposibilidad o casos no razonables. El acceso es
directo para los usuarios conectados directamente a la red. Comercializadores,
traders y otros, deben llegar a un acuerdo con el operador del sistema
correspondiente para recibir servicios de compensación de desvíos, de la que es
responsable cada uno de los operadores en su zona.
La remuneración del operador de la red de transporte se basa en unas tarifas de
acceso calculadas según el coste de servicio, aunque se contempla la posibilidad
de emplear técnicas de benchmarking para estimar los costes eficientes y
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
emplearlos como base para calcular la tarifa. Próximamente, se plantea implantar
un sistema de remuneración por incentivos.
Los operadores de la red de transporte son los responsables de asegurar una
operación segura, fiable y eficiente de su red. El Energiewirtschaftsgesetz define
sus funciones de operación, mantenimiento y expansión de la red acorde con la
demanda de forma razonable en términos económicos. Además, los cuatro
operadores están obligados a cooperar para mantener la seguridad y la fiabilidad
del sistema global de transporte.
ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN
La construcción de líneas por debajo de 110 kV requiere las autorizaciones que
marca la legislación general para la construcción de infraestructuras más una
serie de requisitos medioambientales específicos. La operación de las redes de
distribución requiere autorización de las agencias federales del estado donde se
encuentre la red.
El acceso a la red de distribución debe ser negociado entre el comercializador o el
consumidor y el operador de la red. El operador de la red puede exigir requisitos
técnicos razonables. Las tarifas de red no están reguladas aunque, para los
pequeños consumidores, deben ser aprobadas con antelación por las autoridades
de federales para evitar abusos. Para grandes consumidores, las autoridades de
competencia pueden auditar las tarifas.
El operador de la red de distribución tiene inicialmente la responsabilidad sobre
la medida, la facturación y la liquidación, aunque el consumidor puede contratar
la instalación, operación y mantenimiento de la instalación de medida a una
tercera parte.
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
La actividad de comercialización en Alemania no requiere ningún tipo de
autorización, aunque sí se exige comunicar la actividad al regulador. También se
exige que se demuestre la fiabilidad y la capacidad comercial y técnica
necesarias.
La regulación del suministro a clientes finales está en una fase transitoria. La
libertad para elegir comercializador se concedió a todos los clientes
simultáneamente sin distinción y sin calendario de liberalización progresiva.
Según fueron surgiendo los problemas, fueron creándose las soluciones. De esta
manera, la regulación del sector eléctrico en Alemania no es tan extensa y
detallada como la de otros mercados, aunque no por ello menos efectiva.
El papel del suministrador de último recurso está aún sin implantar aunque está
definido y previsto para enero de 2007. Cada tres meses, se determinará quién
ejercerá este papel. El elegido será el suministrador de mayor número de clientes
de la zona de distribución. Las tarifas de último recurso deberán publicarse y
adecuarse a las condiciones generales marcadas por el decreto correspondiente.
Las tarifas para los consumidores domésticos no están reguladas, aunque pueden
ser revisadas por las agencias de energía federales del estado donde se actúe.
Asimismo, las tarifas para el resto de clientes podrán ser revisadas por las
autoridades de competencia para evitar abuso de posiciones de dominio.
Siguiendo la transposición de la Directiva 2003/54/CE, se exige transparencia en
la facturación, así como información en las facturas sobre los perfiles de
consumo y el tipo de producto comercializado.
REGULADORES
Las autoridades que regulan en el sector son el gobierno federal, la Agencia
Federal de Red, las agencias reguladoras y las agencias de energía de los estados
federales, así como las autoridades de competencia.
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
El gobierno federal es el encargado de implementar los decretos que desarrollan
el Energiewirtschaftsgesetz. Para algunos aspectos, el gobierno federal puede
delegar sobre la Agencia Federal de Red.
La Agencia Federal de Red y las agencias regulatorias de los estados federales
desarrollan la regulación sobre la conexión y el acceso a la red, en particular, las
tarifas de acceso a la red de transporte y a las de distribución. La Agencia Federal
de Red también es responsable de iniciar procedimientos en caso de abusos de
posición de dominio y de desarrollar la regulación relativa a gestión de
interconexiones y comercio exterior.
Las agencias de energía se encargan de autorizar las licencias de los operadores
de red y de la supervisión de la operación en las redes de transporte y de
distribución.
La Oficina Federal de Competencia, y las oficinas federales de competencia en
caso de estar implicado un solo estado, son las autoridades de competencia
encargadas de intervenir en casos de abuso de poder de mercado de los agentes.
Todas las entidades reguladoras son independientes de las empresas. Las
entidades federales son dependientes del Ministerio Federal de Economía y
Trabajo y las agencias de los estados federales son dependientes de los
ministerios de los estados.
FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
El European Energy Exchange (EEX) es el mercado de electricidad líder en
Europa. El precio de EEX sirve como referencia para la mayor parte de los
mercados a plazo europeos. Actualmente participan más de 130 agentes de 17
países, desde banca de inversión hasta pequeños productores.
EEX opera un mercado spot marginal y un mercado de derivados de electricidad
y de derechos de emisión. Las ofertas se presentan en bloques horarios de precio
y energía. En el mercado de derivados, se negocian futuros y opciones. El
horizonte del futuro puede ser mensual, cuatrimestral y anual
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Tesis de Master
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EEX también opera una cámara de compensación. Estas cámaras de
compensación han ido adquiriendo importancia desde que la quiebra de Enron en
2001 hiciera que los agentes se sensibilizaran al riesgo de crédito que supone las
operaciones OTC. Desde entonces también aumenta la liquidez de los mercados
organizados.
En EEX se negocia el 7 % de la energía producida en Alemania. Existe una
contratación bilateral spot de una liquidez al menos del orden de la de EEX
favorecida por la existencia de las cámaras de compensación.
LECCIONES DE ALEMANIA
El caso del mercado eléctrico en Alemania es de especial interés, ya que el precio
sirve como referencia para casi todos los mercados europeos, pero no sólo eso,
sino que tradicionalmente, también ha servido de referencia la forma de hacer las
cosas para los mercado más incipientes.
Llama la atención, principalmente, cómo se le da la salida a la liberalización
mediante el libre acceso a las redes y la total libertad de suministrador desde el
comienzo sin intervenir creando mercados ni obligando a los agentes a participar
en ellos con una determinada cuota. Según van adquiriendo liquidez los mercados
OTC y van surgiendo distintas necesidades de cobertura de riesgos de mercado y
de crédito, inversores privados deciden organizar mercados o cámaras de
compensación como respuesta a estas oportunidades.
De esta manera, la
organización y la actuación es mucho más eficiente y natural. La principal
desventaja es que siempre se requerirán continuas correcciones para cubrir los
vacíos. La ventaja es que se gana eficiencia. También ha de tenerse en cuenta que
el éxito de esta metodología depende principalmente de factores culturales,
aunque ha de partirse de la premisa de que en el caso ideal, debería ser la manera
correcta de hacer las cosas.
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3.1.4. Italia
POLÍTICA ENERGÉTICA Y MARCO LEGAL
El funcionamiento del sector eléctrico en Italia está fuertemente regulado. En los
años sesenta, las compañías eléctricas se nacionalizaron y se integraron en el
Ente Nazionale per l’Energia Elettrica (ENEL). El primer paso que se tomó en el
camino de la liberalización fue la autorización de instalación para productores
independientes (IPPs). El 1 de abril de 1999, entra en vigor el Decreto Bersani en
el que se transpone la Directiva 96/92 y con el que se inicia el camino hacia la
regulación actual. Los principios fundamentales en los que se basa el Decreto
Bersani son:
-
Completa liberalización en la actividad de generación
-
Creación de un mercado mayorista
-
Apertura completa del mercado a todo tipo de consumidores en 2007
-
Liberalización de las transacciones internacionales con el acceso a
terceros a las interconexiones
-
Regulación mediante acceso a terceros a la red y tarifas de las redes de
transporte y distribución
-
Gestión independiente de las funciones de transporte y despacho
-
Reducción de la concentración en el mercado con la introducción de una
cuota de mercado máxima del 50 % en generación e importación de
energía eléctrica
La Ley 239/2004 introduce una serie de reglas en el sector eléctrico:
-
Definición de las competencias del gobierno central y de las regiones
-
Introducción de una tarifa compensatoria a los gobiernos locales por el
uso del terreno de instalaciones de generación
-
Redefinición de los umbrales de elegibilidad
-
Introducción de un régimen de excepción en el acceso de red de terceros
en nuevas líneas de interconexión
-
Separación de actividades de distribución y de gestión de la energía
-
Reglas fiscales para el intercambio de energía
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
ORGANIZACIÓN DEL SECTOR
El mayor generador es Enel. En el proceso de apertura a la liberalización, se le
obligó a vender 15.000 MW de su potencia instalada para reducir su poder de
mercado. Los principales nuevos entrantes del sector son, a nivel nacional,
Edison, Edipower, Endesa, Energia, EGL y ATEL. A nivel local, existen
empresas municipales de cierta relevancia como ACEA Roma, AEM Milano,
AEM Torino, ASM Brescia, AGSM Verona, ACEGAS Trieste o HERA Bologna.
GRTN SpA es el Operador del Sistema, aunque no es el propietario de la red, que
pertenece a Terna SpA. Desde 2004, las funciones de despacho y transporte son
competencia de Terna SpA. La cuota máxima de participación en la propiedes de
Terna SpA está limitada para el resto de agentes en un 5% excepto para Enel, que
conserva un 20 % pero que tiene derechos de voto limitados al 5%.
El Operador de mercado es GME SpA, una filial de GRTN.
Las redes de distribución se operan bajo concesión por las empresas municipales
o por Enel distribuzione SpA.
Se declaró la elegibilidad de comercializador para todos los usuarios no
domésticos en 2004. Está prevista la apertura total para julio de 2007.
La comercialización y el trading son actividades liberalizadas, no siendo
necesaria ninguna autorización específica.
Unico SpA, una filial de GRTN, es el único comprador mayorista autorizado de
energía para venta regulada.
ENEL está obligada a mantener una separación de actividades de generación,
distribución, comercialización y propiedad de la red de transporte.
En octubre de 2005 se dispuso un plan de plantas virtuales de generación (VPPs)
para reducir el poder de mercado de ciertas empresas, aunque aún no se ha
llevado a cabo.
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NEGOCIO DE GENERACIÓN
El Decreto Ley 7/02 (el Decreto Marzano) dispone que para la construcción y
operación de las instalaciones de generación de potencia instalada mayor de 300
MW se requerirá una única autorización emitida por el Ministerio de Actividades
de Producción (MAP) en un tiempo límite de seis meses.
El Decreto 387/03, que transpone la Directiva 2001/77/EC, dispone que la
autorización para instalaciones de producción renovable será única y se emitirá
por el órgano regional competente.
La Ley 239/2004 dispone la tarifa de compensación a las regiones por uso del
terreno de las plantas de producción de energía eléctrica.
Existe un pago por capacidad para los generadores que se comprometan a
mantener una capacidad disponible.
La red de transporte está obligada a dar acceso a terceros, aunque este acceso
exige la autorización del Operador del Sistema. El acceso sólo puede ser
denegado en caso de comprometer la fiabilidad o el correcto funcionamiento del
sistema en los términos definidos por la Autoridad de Energía. En ocasiones, el
acceso se ha concedido con la condición de corregir determinadas
especificaciones en un plazo determinado.
Actualmente, existe una gran preocupación sobre cómo afectan los parques
eólicos a la fiabilidad del sistema. La Autoridad de Energía y GRTN se
encuentran estudiando soluciones en este sentido.
La Ley 9/91 fomenta la instalación y la producción de energía de fuentes
renovables mediante un precio primado. Además, el Decreto Bersani obliga a los
generadores a que el 2% de su producción y de su importación provenga de
fuentes renovables (esta cuota se aumenta a un 3,15% para 2005 y a un 3,5% para
2006). Esta producción o importación puede ser sustituida por la compra de
certificados verdes de generadores italianos o extranjeros. También se fomentan
las renovables a través del Decreto 387/03, por el cual se otorgan ciertas ventajas
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Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
a las instalaciones de biomasa, incineradoras de residuos, y de energía solar de
menos de 20 kW. Por último, la Ley 120/02 ratifica el Protocolo de Kyoto y el
Decreto 273/2004 transpone la Directiva 2003/87/CE, estableciendo así el
mercado de derechos de emisión de dióxido de carbono.
ACTIVIDAD DE TRANSPORTE
La operación de la red de transporte es llevada a cabo por GRTN mediante
concesión administrativa. La red de transporte es propiedad de Terna SpA y de
otros propietarios minoritarios que son responsables del mantenimiento de su red.
La Ley 290/03 fuerza la fusión de Terna con el negocio de red de GRTN en
octubre de 2005.
La Ley 290/03 establece la necesidad de obtener un permiso del Ministerio de
Medioambiente para la construcción de nuevas líneas eléctricas. Además, la
construcción de líneas requiere de todos los permisos habituales para
construcción y operación de instalaciones de generación.
La construcción de líneas se planifica cada tres años por el operador del sistema.
El desarrollo puede llevarlo a cabo el Operador del Sistema o algún otro
constructor seleccionado por concurso público.
El Operador de Red es quien gestiona los accesos a la red. La mayor parte de las
restricciones de acceso vienen por las saturaciones de las interconexiones
internacionales.
La tarifa de acceso tiene un término por el uso efectivo de la red, que tiene en
cuenta el flujo y la distancia de la transacción, y otro término por el derecho de
uso de la red .
La responsabilidad sobre el funcionamiento de la red de transporte es el Operador
del Sistema en los siguientes aspectos: seguridad, fiabilidad, eficiencia y costes.
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN
Existen alrededor de 200 distribuidores que actúan bajo concesión en sus
respectivas áreas y que están sometidas a las mismas reglas para el acceso a la
red que la actividad de transporte.
Las tarifas de distribución las fijan las distribuidoras a partir de una tarifa básica
que fija la Autoridad de Energía más una serie de costes extraordinarios que
deben justificarse ante este organismo y que diferencian las tarifas entre las
distintas compañías.
ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
Para actuar en el IPEX, los comercializadores deben ser admitidos por el GME.
No existen autorizaciones específicas necesarias ni registros para la
comercialización de electricidad.
El suministro a clientes regulados lo hace el distribuidor, mientras que los
clientes libres eligen un comercializador que opere en el mercado.
Existe un número razonable de agentes comercializadores de electricidad con
cuotas semejantes, aunque no se puede hablar de establecimiento de competencia
hasta que no se abra realmente el mercado.
Los contratos bilaterales deben ser comunicados al Operador del Sistema para
asegurar el funcionamiento del sistema.
Existe una tarifa máxima para el suministro a tarifa aprobada por la Autoridad de
Energía basándose en costes reconocidos a propuesta de los propios
distribuidores. Para fijar la tarifa se tienen en cuenta restricciones de ámbito
social y político como la contención de los índices que miden la inflación.
El precio pagado por el comprador único en el mercado mayorista no está
regulado. Sin embargo, sí lo está el precio pagado por los distribuidores al
comprador único. Este precio se calcula como la media mensual ponderada de los
precios que paga el comprador único en el mercado mayorista.
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
Las transacciones entre comercializadores y generadores del mismo grupo
empresarial deben realizarse en términos de competencia. Estas condiciones
pueden ser auditadas por la Autoridad de Energía.
Aunque la generación, la importación, la exportación y la venta de electricidad se
consideran actividades liberalizadas, se impone una serie de obligaciones de
servicio público a los agentes que las realizan: el suministro de electricidad a
todos los usuarios, ciertas restricciones de calidad de servicio, continuidad de
suministro, equidad en los consumidores y programas sociales especiales.
Se está imponiendo la instalación gratuita de contadores con varios registros
horarios de consumo y telemedida para todo tipo de consumidores. Está previsto
que para finales de este año 2006 se hayan sustituido los 29.000.000 de
contadores de consumidores de ENEL. Al ser las tarifas máximas, los clientes
que invierten en este tipo de contadores reciben ofertas de su distribuidor.
REGULADORES
Los reguladores del sector eléctrico en Italia son la Autoridad de Energía y el
MAP (Ministerio de Actividades de Producción). Se tiende a traspasar
competencias del primero al segundo y dejar a la Autoridad de Energía encargada
de los planes gubernamentales y la regulación de las energías alternativas.
Actualmente, el MAP se encarga de las modificaciones que afectan al marco
legal general del sector, mientras que la Autoridad de Energía diseña los detalles
de la regulación. La Autoridad de Energía también está encargada del diseño y
aprobación de las tarifas.
La Ley 239/04 define las competencias de las autoridades centrales y regionales.
Las autoridades regionales tienen plena competencia para definir la política
energética excepto en las siguientes áreas reservadas:
-
Uso de las interconexiones internacionales.
-
Planificación y desarrollo de las infraestructuras.
-
Requisitos técnicos para la construcción de infraestructuras
-
Stocks estratégicos
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Tesis de Master
Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
-
Investigación y desarrollo en materia energética
-
Gestión del suministro de energía
-
Requisitos técnicos de seguridad, prevención de riesgos laborales y
prevención de incendios.
-
Competencia en mercados energéticos
-
Autorización y concesión de licencias en generación, transporte y
distribución.
FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
El Operador de Mercado italiano (IPEX) funciona plenamente desde el 1 de
enero de 2005. Es un mercado marginal en el que se negocian bloques horarios
de energía a un precio ofertado. Los agentes que participan son los generadores,
los comercializadores y el comprador único para el suministro a tarifa. En IPEX
se negocia el 66% de la energía.
Existe un solo mercado intradiario para el ajuste de los despachos.
Además del mercado organizado, existe la posibilidad de establecer contratos
bilaterales físicos entre agentes. También existen mercados OTC financieros de
escasa liquidez.
LECCIONES DE ITALIA
Aunque la liberalización del sector eléctrico en Italia es parcial, su estudio resulta
interesante al encontrarse en una situación en la que se están tomando medidas
para solucionar los problemas que van surgiendo y para evitar los que se prevén.
Es interesante la manera en que se modifica en 2004 la metodología de tarifa,
dando la posibilidad a los distribuidores de proponer una cuantía y estableciendo
las tarifas como niveles máximos. Junto con el incentivo a las distribuidoras al
cambio de contadores, puede ser una manera de preparar al consumidor al
mercado. De esta manera, aunque el consumidor doméstico no pueda elegir
suministrador, al menos se habitúa a la existencia de varias tarifas y a tener que
elegir una de ellas, haciéndose así consciente de sus curvas de carga y haciendo
surgir cierta sensibilidad en el consumidor tradicionalmente inelástico al precio.
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3.1.5. Portugal
POLÍTICA ENERGÉTICA Y MARCO LEGAL
Debido a la importante dependencia energética de Portugal y a sus altos niveles
de intensidad energética, existe una preocupación justificada por la utilización
racional de la energía. Por ello, se toman medidas de política energética tales
como el incentivo a instalación de energías renovables o endógenas, así como la
repercusión de los costes derivados de estas medidas en la tarifa de manera que se
coopere con la gestión de la demanda.
ORGANIZACIÓN DEL SECTOR
Ilustración 10. Organización del sector eléctrico portugués
FUENTE: ERSE
En el momento en que se planteó la liberalización del sector eléctrico, se
estableció la obligatoriedad de separación jurídica entre las actividades de
generación, transporte y distribución, siendo únicamente contable la separación
obligatoria entre la distribución y la comercialización de energía.
Desde 1995, en el Sistema Eléctrico Portugués coexisten dos modelos
organizativos: el Sistema Eléctrico Público (SEP) y el Sistema Eléctrico
Independiente (SEI). Éste último está formado por el Sistema Eléctrico No
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Vinculado (SENV) y por los productores en régimen especial (productores
renovables y cogeneradores).
El SEP se gestiona a través del modelo de “comprador único”. Los generadores
vinculados establecen contratos a largo plazo (Power Purchase Agreements) con
el Operador del Sistema, en este caso Rede Eléctrica Nacional (REN), para el
suministro a tarifa. El único distribuidor en AT y MT compra toda la energía a
REN, salvo un 8% que puede comprar libremente. Los distribuidores en BT están
obligados a comprar su energía al distribuidor en AT y MT.
El SEP tiene carácter de servicio público, por lo que es responsable del
suministro de electricidad a corto y a largo plazo. La ampliación de capacidad del
SEP se establece de acuerdo a una planificación centralizada y a un proceso de
licitación competitiva salvo por razones de interés público. El suministro a corto
plazo queda garantizado por la obligación de suministro a los Distribuidores
Vinculados y a los Clientes Vinculados.
NEGOCIO DE GENERACIÓN
Toda la generación perteneciente al SEP pertenece a Electricidad de Portugal
(EDP), empresa de capital público. En cuanto al SENV, la principal generadora
es propiedad de EDP.
La actividad regulada de generación del SEP se remunera según el método de
coste de servicio, mientras que la del SENV está sujeta a condiciones de
mercado.
El régimen especial se regula a través de una legislación específica. Los
productores renovables y los cogeneradores vierten a la red la energía que
producen. El SEP tiene obligación de adquirir la energía procedente de estas
instalaciones a un precio regulado.
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ACTIVIDAD DE TRANSPORTE
La actividad regulada del transporte se remunera según el método de coste de
servicio.
OPERADOR DEL SISTEMA
Se engloban varias actividades de coordinación del sistema en la misma entidad,
REN, actuando como Operador del la Red de Transporte, que engloba las
actividades de Gestor del Sistema, Agente Comercial del SEP, Gestor de Ofertas,
Liquidaciones y Transporte.
El operador del sistema es el encargado de gestionar los servicios
complementarios. Los servicios complementarios de regulación de tensión y
frecuencia se consideran obligatorios. Los servicios de bombeo, compensación
síncrona, la reserva, el arranque autónomo, etc, son voluntarios. Los servicios
regulados no están remunerados, mientras que la remuneración de los no
obligatorios se especifica en los Contratos de Adquisición de Energía en el caso
de los Productores Vinculados y está pendiente de regular en el caso de los no
vinculados. Los consumidores pueden prestar servicios de compensación de
reactiva mediante contratos específicos con REN.
ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN
A la actividad de distribución se le aplica un método de remuneración por
incentivos del tipo IPC-X.
La mayor parte de la red de distribución es propiedad de EDP.
ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
Conviven la comercialización a tarifa con la comercialización libre. Existe la
tarifa integral y la de acceso a red. Ambas se calculan de forma aditiva por suma
de costes.
Desde agosto de 2004, el suministro de energía eléctrica está liberalizado para
todos los consumidores. Sin embargo, la comercialización para clientes
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domésticos en BT no se ha desarrollado debido a que aún no se han establecido
las reglas de mercado necesarias.
Apertura de mercado
La apertura del mercado a lo consumidores se realizó de manera escalonada. En
una primera fase, se permitió escoger comercializador a los consumidores en los
niveles de tensión más elevados, extendiendo este derecho posteriormente a todos
los consumidores de energía eléctrica siguiendo el ritmo marcado por la
legislación europea. La apertura completa del mercado a todos los consumidores
concluyó con la publicación del Decreto-Ley 192/2004 del 17 de agosto, con lo
que 5,8 millones de clientes pasaron a poder escoger libremente suministrador de
energía eléctrica.
En el primer semestre de 2005, se dieron de alta en el mercado liberalizado 4.162
nuevas instalaciones de consumo, con lo que el 30 de junio de 2005, el número
total de consumidores en el mercado liberalizado era 11.667.
La posibilidad de la comercialización de energía eléctrica para consumidores en
Baja Tensión Normal (ya que en Baja Tensión Especial y en Media y Alta
Tensión ya ocurre) será efectiva en el momento en que quede implementado el
sistema informático necesario para gestiona, con todas las garantías de
transparencia, los procesos de intercambio de información de la totalidad de
consumidores de energía eléctrica de Portugal continental. La implementación de
este sistema está prevista para este año (2006).
A efectos de escoger comercializador de energía eléctrica, se consideran las
siguientes modalidades de contratación de energía eléctrica:
-
Contrato de suministro con comercializadores o agentes externos.
-
Contrato de suministro con comercializadores regulados
-
Contratación de energía eléctrica en mercados organizados o a través de
contratación bilateral, en caso de clientes con calidad de agente de ofertas.
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La gestión del proceso del cambio de comercializador está asignada al operador
de la red de distribución en MT y AT, mientras que los procedimientos y los
plazos del cambio son aprobados por ERSE.
La existencia de procesos judiciales o con autoridades de competencia por
impagos impide al cliente escoger un nuevo comercializador.
Los consumidores tienen derecho a cambiar de comercializador un máximo de 4
veces en un período de 12 meses consecutivos. No puede ser exigido pago alguno
por el cambio de comercializador.
La actividad de comercialización regulada es asegurada por el operador de la red
de distribución del área geográfica donde se sitúa la instalación del cliente. Las
tarifas y precios de los comercializadores regulados son aprobados por ERSE.
Los comercializadores y agentes externos son entidades que ejercen la actividad
de comercialización en los términos de la licencia o registro otorgados por la
Dirección General de Geología y Energía. Los precios aplicados por los
comercializadores y agentes externos son libres.
Los clientes que opten por ser abastecidos en el mercado liberalizado podrán
posteriormente regresar al suministro regulado a tarifa.
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Agentes comercializadores del mercado minorista no vinculado
En el siguiente gráfico se muestra la cuota relativa en comercialización de todos
los agentes:
FUENTE:
ERSE
Se observa un grado de concentración muy grande. El principal agente además,
es la empresa proveniente del monopolista público. Este es un indicador bastante
fiable que muestra el principal problema de la liberalización del mercado
eléctrico en Portugal.
Regulación de la calidad de servicio comercial
La calidad de servicio comercial se refiere a la relación entre distribuidores o
comercializadores y sus clientes. En Portugal, está regulada para los
comercializadores del sistema vinculado por ERSE en el Regulamento da
Qualidade de Serviçio junto con la regulación de la calidad de servicio de la
distribución y el transporte.
La calidad de servicio comercial depende de la calidad de la atención y de la
prontitud y capacidad de respuesta a las solicitudes de los clientes, englobados en
distintos aspectos de relación comercial como la atención, la información a los
clientes, la asistencia técnica y la validación de la satisfacción de los clientes.
La calidad de servicio comercial se valida a través de indicadores generales e
indicadores
individuales.
Los
indicadores
generales
se
destinan
fundamentalmente a permitir la monitorización de la calidad de servicio
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comercial, no estando previsto el pago de compensaciones a los clientes en caso
de verificar su incumplimiento.
Las compensaciones por incumplimiento de los indicadores individuales de
calidad de servicio comercial son pagadas automáticamente en la factura emitida
pasados 45 días de la fecha en que se incumplieron.
Existen obligaciones especiales para la Calidad de Servicio Comercial en clientes
vulnerables como discapacitados auditivos, motores o visuales y dependientes de
equipos médicos.
REGULADORES
Existen dos organismos reguladores en Portugal. La Dirección General de
Geología y Energía (DGGE) depende del Ministerio de Actividades Económicas
y Trabajo y tiene competencias en desarrollo reglamentario, verificación de su
cumplimiento, concesión de licencias y planificación centralizada. La Entidad
Reguladora de los Servicios Energéticos (ERSE) actúa como regulador
independiente con competencias en cálculo de tarifas, acceso a la red y definición
de los reglamentos comerciales.
FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO
El SENV está regido por un sistema de mercado. Los agentes son los generadores
y los clientes autorizados por la Dirección General de Geología y Energía
(DGGE). Para su actuación en el mercado, se les garantiza un acceso no
discriminatorio a las redes. Las transacciones de energía son gestionadas por
REN a través de las figuras de Gestor de Ofertas y Gestor del Sistema.
Actualmente, el SENV está formado exclusivamente por centrales de EDP.
Está permitido el establecimiento de contratos bilaterales entre los agentes de los
dos sistemas eléctricos. Las posibles transacciones entre agentes se muestran en
el siguiente esquema.
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Agente
Comercial
del SEP
CONTRATO VINC.
PVs
CONTRATO VINC.
DVs
SEP
GARANTIA DE
ABASTECIMENTO
CONTRATOS DE
CORTA DURACIÓN
LIBRE
GARANTIA DE
ABASTECIMENTO
SENV
PNV
CNV
LIBRE
FUENTE: IBERDROLA
El volumen de energía que se mueve en el SEP, está entorno al 80%, siendo el
restante 20% gestionado en el SENV. Esta última cifra crece anualmente a un
ritmo del 70%.
Tanto los productores vinculados como los no vinculados están obligados a un
régimen de declaración y verificación de disponibilidades.
METODOLOGÍA TARIFARIA DE PORTUGAL
Regulamento tarifário
El Regulamento Tarifario (RT) define la estructura tarifaria, los beneficios de las
empresas reguladas del sector, los procedimientos del fijación, alteración y
publicación de las tarifas y las obligaciones en materia de cesión de información.
La metodología de cálculo de las tarifas reguladas publicada en el RT asegura
estabilidad regulatoria y transparencia, contribuyendo a la eficiencia del mercado
y a la confianza de los agentes.
La estructura tarifaria está establecido de acuerdo con los siguientes principios:
-
Igualdad de tratamiento de oportunidades.
-
Transparencia y simplicidad en la formulación y fijación de las tarifas.
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-
Eficiencia en la asignación de costes, asegurando la inexistencia de
subsidios cruzados.
-
Eficiencia económica en la utilización de redes y de la energía.
-
Contribución a la mejora de las condiciones ambientales, permitiendo
mayor transparencia en la utilización de energías renovables y endógenas
y el plan de gestión de recursos energéticos.
-
Uniformidad geográfica de las tarifas.
Las tarifas tienen carácter de máximas. Los distribuidores vinculados pueden fijar
la tarifa libremente respetando este máximo, aunque debe ser aprobada por
ERSE.
Existe la imposibilidad legal de aumentar las tarifas finales en Baja Tensión por
encima de la tasa de inflación.
Una reducción acentuada en los ingresos de la tarifa de Energía y Potencia
resultante del paso de clientes del SEP al SENV puede ser imputada a la tarifa de
Uso Global del Sistema.
Tarifas y actividades reguladas
Los beneficios de las actividades reguladas son recuperados a través de tarifas
específicas, cada una con estructura tarifaria propia y caracterizada por un
determinado conjunto de variables de facturación.
El criterio para escoger y definir estas variables de facturación y sus reglas de
medición es que deben permitir que se refleje el coste de suministro de los
diversos servicios, originados por el cliente, teniendo en consideración la
tecnología disponible en los equipos de medida y la simplicidad de facturación
adecuada a la dimensión de los clientes.
Los precios de las tarifas en cada actividad son determinados de forma que su
estructura sea, por un lado, coherente con la estructura de los costes marginales y,
por otro, que los beneficios permitidos en cada actividad sean recuperados.
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La aplicación de las tarifas y su facturación se basan en el principio de no
discriminación para el uso final de la energía, estando todas la opciones tarifarias
disponibles para todos los consumidores.
La Tarifa de Uso Global del Sistema permite recuperar los beneficios de la
actividad de Gestión Global del Sistema que incluye la operación del sistema, los
costes de la regulación económica, el sobrecoste de producción renovable y otros
costes de política energética.
La Tarifa de Uso de la Red de Transporte permite recuperar los beneficios de la
actividad de Transporte de Energía Eléctrica que incluye la instalación, operación
y mantenimiento de la red de transporte.
Las Tarifas de Redes de Distribución en Alta Tensión (AT) y MT permiten
recuperar los beneficios de las actividades regulas de Distribución de Energía
Eléctrica en AT, MT que corresponden a la planificación, establecimiento,
operación y mantenimiento de las redes de distribución. De igual modo, la Tarifa
de Uso de Red de Distribución en BT permite recuperar los costes de la actividad
regulada de Distribución de Energía Eléctrica en BT.
La tarifa de comercialización de redes permite recuperar los costes de la actividad
de Comercialización de Redes que incluye, normalmente, la lectura, la
facturación y el cobro de los servicios asociados al uso de las infraestructuras y a
la gestión global del sistema.
La Tarifa de Energía permite recuperar los costes de la actividad regulada de
adquisición de energía eléctrica que incluye los cargos de producción de energía
eléctrica para el abastecimiento de los clientes del comercializador regulado.
La tarifa de Comercialización permite recuperar los costes de la actividad
regulada de comercialización que engloba las estructuras comerciales de venta de
energía eléctrica a los clientes del comercializador regulado, la contratación, la
facturación y el servicio de cobro de energía.
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Estas dos últimas actividades son reguladas y son ejercidas por el
comercializador regulado.
En el mercado, otros comercializadores son libres de desempeñar estas dos
actividades mencionadas no estando entonces sujetas a regulación.
Tarifas de acceso a redes
Las tarifas de acceso a red pagadas por todos los consumidores de energía
eléctrica incluyen las tarifas de Uso Global del Sistema, Uso de la Red de
Transporte, Uso de la Red de Distribución y de Comercialización de Redes. Los
clientes no vinculados que escogen su comercializador que actúa en el mercado
pagan las tarifas de acceso a red y negocian libremente el precio de la energía con
el comercializador.
Los precios de las tarifas de acceso de cada variable de facturación son obtenidos
por adición de los correspondientes precios de las tarifas por actividad aplicables
a la entrega en cuestión. Esta metodología de cálculo de las tarifas de acceso se
presenta de forma simplificada en la siguiente figura designándose por
actividades tarifarias:
Fuente: www.erse.pt
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Las tarifas de Venta a Clientes Finales aplicadas por el comercializador regulado
a sus clientes son calculadas, a partir de las tarifas por actividades incluidas en el
acceso al sistema, sumadas a las tarifas reguladas de Energía y de
Comercialización.
De igual modo, los precios de las tarifas de Venta a Clientes Finales del
comercializador regulado son obtenidos, para cada variable de facturación, por
adición de los correspondientes precios de las tarifas de acceso aplicables a la
entrega en cuestión con los correspondientes precios de la tarifa de Energía y
Potencia y con la tarifa de Comercialización de SEP. Esta metodología de cálculo
de tarifas de Venta a Clientes Finales se presenta de forma simplificada en la
siguiente figura:
Transitoriamente no tiene sentido limitar los impactos en la facturación de cada
cliente de SEP, estableciéndose un mecanismo que permite la aplicación de
forma gradual de la aditividad tarifaria a las tarifas de Venta a Clientes Finales.
Fuente: www.erse.pt
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En la medida en que las tarifas que componen la suma se basen en los costes
marginales, esta realidad permite evitar subsidios cruzados entre clientes, y
cuanto más próximos de los costes marginales estuvieran los precios de las tarifas
mencionadas, más próximo se estará de una asignación de recursos eficiente y
promotora de la maximización del bienestar social.
De igual modo, la aplicación del principio de aditividad tarifaria a las tarifas de
Venta a Clientes Finales del comercializador Regulado asegura la inexistencia de
subsidios cruzados entre los clientes del incumbente y los clientes de los
comercializadores de mercado, asegurándose un acceso no discriminatorio a las
redes de energía eléctrica por todos los consumidores independientemente de su
modo de participación en el mercado.
Esta metodología de cálculo de tarifas posibilita el conocimiento detallado de los
componentes tarifarios por actividad o servicio. Así, cada cliente puede saber
exactamente cuánto y qué paga, por ejemplo, por el uso de la red de distribución
en Mt, y en qué términos de la facturación se aplica. De esta manera, se podrá
facilitar al cliente la factura desglosada en los componentes tarifarios aplicables
en caso de que lo solicite.
Las tarifas se aplican por punto de entrega, siendo sus precios, en caso necesario,
afectados por factores de ajuste de pérdidas según el nivel de tensión. Cuando el
equipo de medida no permite la aplicación directa de las variables de facturación
de las tarifas por actividad, los precios son calculados a partir de las variables
medidas, empleando para ello los perfiles de consumo típicos de cada opción
tarifaria.
La transparencia en la formulación de las tarifas, consecuencia de la aplicación
de un sistema tarifario de este tipo, es de especial importancia para los clientes
con menos información. En un contexto de monopolio no regulado, estos clientes
presentan una menor elasticidad demanda / precio, lo que favorece a otros
clientes más informados y a algunos suministradores.
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Tarifa de Venta de los distribuidores vinculados en MT y
AT a los distribuidores vinculados en BT
Como se comentó anteriormente, los distribuidores vinculados en media y alta
tensión tienen obligación de comprar en el SEP toda su energía salvo un 8% que
pueden comprar en el SENV. Los distribuidores en baja tensión, tienen la
obligación de comprar la energía a los de alta y media tensión a un precio
regulado.
Los costes imputados son la tarifa de venta de la entidad concesionaria de la RNT
(REN) a los distribuidores vinculados en MT y AT y las tarifas de uso de la red
de distribución de AT y MT, así como los costes de gestión comercial de
distribución en AT y MT.
Para no discriminar a distribuidores y clientes finales en BT, se establece una
tarifa de venta a clientes finales en MT, dejando al distribuidor en BT que escoja
la opción tarifaria más adecuada (cortas, medias o largas utilizaciones) como
cualquier cliente final.
Costes reconocidos a las empresas reguladas
La entidad concesionaria de RNT (REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A.) realiza
la actividad de Compra y Venta de Energía Eléctrica, como agente comercial, y
las actividades de Gestión Global del Sistema de Transporte de energía Eléctrica.,
como operador de la red de transporte.
La regulación económica adoptada para las tres actividades de RNT está basada
en costes aceptados, en base anual, con la aplicación de una tasa de remuneración
según el valor contable de los activos fijos de cada actividad. Se prevén también
mecanismos de ajuste anuales del nivel de costes reconocidos en cada actividad
que tiene en cuenta variaciones de demanda de energía eléctrica y de los costes
operacionales, entre los valores previstos y los posteriormente verificados,
incluyendo también incentivos explícitos de promoción de eficiencia en el
consumo y de conservación medioambiental, siendo reflejados en las tarifas con
un retraso de dos años.
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La actividad de Gestión Global del Sistema engloba, además de los costes de
gestión del sistema, costes de medidas de política energética, ambiental o de
interés macroeconómico, principalmente, los costes de compensación de las
Regiones Autónomas de las Azores y de Madeira y de la cesión anticipada de los
CAE.
La operación de la red de distribución y las funciones de comercializador
regulado en Portugal peninsular están atribuidas a EDP – Distribuçao de energia,
S.A.. Como operador de la red de distribución, lleva a cabo las actividades
reguladas de Distribución de Energía Eléctrica, de Comercializador de Redes y
de Compra y Venta de Acceso a las Red de Transporte.
La actividad de Distribución de Energía Eléctrica está regulada mediante precios
máximos con una fórmula indexada a la tasa de inflación, menos unos factores de
eficiencia y de escala previstos para el período de regulación que sirven de
incentivo a la empresa para que utilice sus recursos del modo más racional. Se
establece también un conjunto de incentivos para la reducción del nivel de
pérdidas, para mantener la calidad de servicio y la conservación medioambiental,
reflejándose estos costes con un desfase de dos años.
La regulación adoptada para la actividad de Comercialización de Redes es una
regulación mixta, estando prevista de la remuneración de los activos físicos de
esa actividad, teniendo en cuenta el coste de capital y los costes de operación
previstos, principalmente los relativos a la estructura comercial de las redes.
La actividad de Compra y Venta de Acceso a red de Transporte recupera los
costes de las actividades de Gestión global del Sistema y de Transporte de
energía Eléctrica, transferidos de RNT.
Como comercializador regulado, EDP Distribución lleva a cabo las actividades
reguladas de Compra y Venta de energía eléctrica, de Compra y Venta de Acceso
a las Redes de Transporte y de distribución y de Comercialización.
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La regulación de la actividad de Compra y Venta de Energía Eléctrica está
basada en costes reconocidos, en base anual, con la aplicación de una tasa de
remuneración al valor contable de los activos físicos de la actividad, incluidos
principalmente los costes de adquisición de energía eléctrica en mercados
organizados y a través de contratos bilaterales. Se prevén también ajustes anuales
del nivel de costes reconocidos que tienen en cuenta variaciones de demanda de
energía eléctrica y de los costes de operación.
La actividad de Compra y Venta de Acceso de las Redes de Transporte y
distribución recupera los costes de las actividades de Gestión Global del Sistema,
de Transporte de Energía eléctrica y distribución de energía Eléctrica,
transferidos del operador de la red de distribución.
La regulación adoptada para la actividad de Comercialización es idéntica a la de
la actividad de comercialización de Redes, con una remuneración de los activos
físicos y con reconocimiento, en base anual, de los costes de operación, donde se
incluyen principalmente los costes de la estructura comercial de la venta de
energía eléctrica.
Las actividades reguladas de la concesionaria de transporte y distribución de la
Región Autónoma de las Azores (EDA – Electricidade dos Açores, S.A.) y de la
concesionaria de transporte y distribuidor vinculado de la Región autónoma de
Madeira (EEM – Empresa de Electricidade de Madeira, S.A.) son la actividad de
Adquisición de energía Eléctrica y gestión del Sistema (AGS), la actividad de
Distribución de Energía Eléctrica (DEE) y la actividad de Comercialización de
Energía Eléctrica (CEE).
A estas actividades se les aplica una regulación económica basada en costes
reconocidos, en base anual, y una tasa de remuneración aplicada sobre los valores
contables de los inmuebles. A posteriori, está previsto un ajuste de los costes
reconocidos para cada actividad que se repercuten contra los costes de
convergencia tarifaria, resultante de posibles desvíos entre costes y previsiones.
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Mientras no entren en funcionamiento los mercados organizados, no se aplicarán
las disposiciones del Regulamento Tarifário relacionadas principalmente con:
-
Ingresos de la actividad de Compra y Venta de energía eléctrica del
agente comercial.
-
Costes del equilibrio contractual en la determinación de loa ingresos de la
actividad de Gestión global del Sistema del operador de la red de
transporte.
-
Ingresos de la actividad de Compra y Venta de Energía Eléctrica del
comercializador regulado.
Así, se mantiene válido el cálculo de los ingresos reconocidos de las actividades
de Adquisición de energía Eléctrica de la entidad concesionario de RNT y de
Compra y Venta de Energía Eléctrica del distribuidor vinculado en MT y AT del
anterior Regulamento Tarifário.
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GESTIÓN GLOBAL DEL SISTEMA DE TRANSPORTE
RNT
Gestión del Sistema
Política Energética
Compensación Sistemas
Archipiélagos
CAE
COMPRA Y VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
OPERADOR DE RED
DE DISTRIBUCIÓN
Distribución de Energía Eléctrica
Comercializador de Redes
Compra y Venta de Acceso a la Red de Transporte
EDP - Distribuçao
de energia, S.A.
COMERCIALIZADOR
REGULADO
Compra y Venta de energía eléctrica
Compra y Venta de Acceso a las Redes de
Transporte y de Distribución
Comercialización
Adquisición de energía eléctrica y
Gestión del Sistema
EDA
Distribución de Energía Eléctrica
EEM
Comercialización de Energía
Eléctrica
Figura 2. Esquema remuneración actividades reguladas
Ajustes trimestrales
La Entidad Reguladora de los Servicios Energéticos (ERSE), en ejercicio de sus
competencias, procede anualmente a la fijación de las tarifas de energía eléctrica
y de los precios regulados, que entran en vigor a partir de enero de cada año.
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Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
Desde 2002 hasta 2005 inclusive, los precios de la energía de las tarifas de Venta
a Clientes Finales en Muy Alta Tensión, Alta Tensión y Media Tensión eran
ajustados trimestralmente. A partir de 2006, se suspende la aplicación de ajustes
trimestrales pasando los desvíos asociados a los precios variables de adquisición
de energía eléctrica a ser ajustados únicamente en base anual.
Los valores de los ajustes trimestrales resultaban de los desvíos en el precio de
adquisición de energía eléctrica, calculados por diferencia entre el valor previsto
y el valor real.
LECCIONES DE PORTUGAL
Portugal es un caso singular en el mundo de los mercados eléctricos. En el
sistema adoptado, similar al propuesto por la LOSEN que no se llegó a implantar
en España, conviven el mercado con el sistema intervenido tradicional. Si se
añade a esta situación la gran concentración que existe tanto en generación como
en comercialización en el Sistema No vinculado, el resultado es que no existe un
mercado real sino que es meramente anecdótico. Se entiende que la creación de
un mercado paralelo a un sistema intervenido no tiene los efectos que se
pretenden en cuanto a introducción de eficiencia.
El aspecto más valorable del sistema eléctrico portugués, que es el objeto de
interés de este estudio, es su metodología tarifaria. Este caso demuestra que es
posible definir una tarifa aditiva, con una asignación de costes causal y eficiente
y de manera transparente, y que es posible actualizarla con la frecuencia
necesaria para evitar una acumulación importante de desvíos ineficiente, injusta y
que provoca distorsiones considerables.
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3.2.
Comparativa
De
Los
Procesos
Liberalización De La Electricidad Y Del
Natural
De
Gas
El interés que despierta el realizar una comparativa entre los procesos de
liberalización de la energía eléctrica y el gas natural tiene varias razones. En
primer lugar, se trata de dos productos con similitudes pues ambos son productos
no diferenciables – los comúnmente llamados utilities - cuya gestión tiene
repercusiones sobre los índices macroeconómicos, ambos han estado sometidos
hasta hace poco tiempo a una regulación técnica y económica exhaustiva, ambos
son productos cuyo acceso se ha otorgado como un derecho, y son, hasta cierto
punto, sustituibles, pues, con inversiones más o menos costosas según el caso,
pueden servir como fuente de energía para actividades de producción o para el
consumo doméstico. Además, que ambos productos hayan sufrido sendos
procesos de liberalización prácticamente paralelos – la plena elegibilidad en gas
natural se alcanzó el 1 de enero de 2003 al igual que en electricidad- aumenta
este interés.
El estudio del comportamiento de los agentes tradicionales del sector, las
facilidades de entrada de nuevos agentes, la influencia de la tarifa regulada sobre
la migración de consumidores al mercado y el comportamiento de los
consumidores finales y sus tendencias podría ser útil para poder concluir qué
problemas de los estudiados en esta tesis son problemas implícitos en la
naturaleza de los agentes y qué problemas podrían tener un origen regulatorio.
No obstante, se entiende que un estudio en profundidad sobrepasa el alcance de la
tesis, ya que el tiempo limitado condiciona su contenido. Sin embargo, merece la
pena al menos comentar las observaciones que se han realizado y plantear la
discusión del origen de las diferencias apreciadas entre ambos procesos de
liberalización. La profundización en este estudio se propone desde aquí para
futuros desarrollos.
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En primer lugar, dada la importancia que adquieren los problemas relacionados
con la tarifa en el sector eléctrico, la comparación entre los sistemas tarifarios del
suministro de gas y de electricidad puede ayudar al planteamiento de soluciones
para los problemas planteados en esta tesis. Resulta llamativo que, aunque el
organismo encargado de establecer la metodología tarifaria y de fijar la tarifa
para ambos suministros es el mismo, aparecen inconvenientes en la tarifa
eléctrica que no se dan en el suministro de gas. La tarifa gasista se calcula a
través de una metodología más transparente, mediante la asignación causal de
costes y sin las subvenciones cruzadas entre grupos tarifarios que se dan en la
tarifa eléctrica.
Otra diferencia apreciable se da en el proceso de eliminación de tarifas para
determinados grupos de consumidores. En el sistema gasista, según ha ido
evolucionando el mercado y la actuación de los consumidores se iba adecuando a
un sistema de mercado, se ha ido retirando la tarifa para los consumidores más
grandes, los industriales y los productores de electricidad mediante tecnologías
de combustión de gas.
Tal vez precisamente por existir esta metodología razonable para el cálculo de
tarifa y por la progresiva eliminación de las tarifas para grandes clientes, el
mercado minorista presenta índices más sanos para la evolución del mercado. El
incremento anual en energía suministrada en régimen de mercado se sitúa en
cifras entorno al 20% respecto del año anterior y no aparecen reducciones en
ningún nivel tarifario. Y esta situación se da a pesar de las dificultades que
presenta el suministro de gas y que no tiene el suministro de electricidad, tales
como un nivel de competencia inicial mucho menor, un desarrollo mucho menor
del sistema gasista de transporte y de distribución y las dificultades añadidas de
suministro de gas en un sistema donde casi todo el abastecimiento se realiza
mediante la entrada de gas natural licuado, con limitaciones en el
almacenamiento y sin recursos propios que pudieran limitar la dependencia
exterior.
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Por otra parte, los problemas que existen en la regulación del suministro eléctrico
se trasladan en parte al sistema gasista y tienen repercusión en la eficiencia del
consumo de gas. La causa de este traslado se encuentra en la capacidad de
sustitución que presentan los dos productos. El resultado es que existe un uso
ineficiente del gas natural en el consumo doméstico debido a que al consumidor
le resulta más económico consumir electricidad por la existencia de una tarifa
eléctrica que no refleja los costes reales del producto. Este problema pudiera
considerarse transitorio, sin embargo, debido a que la sustitución del consumo de
gas por el de electricidad exige la inversión en ciertos sistemas. Por este motivo,
esta situación puede terminar estancándose a pesar de establecer las medidas
adecuadas para el desarrollo de la comercialización de electricidad y para el
traslado de los precios reales de la electricidad, ya que la inversión necesaria
implica ciertos costes de cambio que al cliente doméstico pueden no resultarle
asumibles. Este problema puede agravarse en el caso en que se traslade al
segmento industrial de consumo, ya que los costes de cambio en este caso
resultarían evidentemente inasumibles. Éste es un indicativo más de la urgencia
que existe para que se tomen medidas para que los consumidores sean
conscientes del coste de sus consumos por medio del envío de señales
económicas.
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3.3. Estudio de otras propuestas
Algunos de los problemas que se están estudiando en esta tesis han despertado
cierto interés en el sector. Por este motivo, se han planteado soluciones de
diversas naturalezas y condicionados por diversos intereses. Se ha decidido hacer
un análisis de algunas de estas propuestas por el evidente enriquecimiento que
aporta el estudio de las distintas perspectivas de los interesados en el sector
energético.
El encargo realizado por el regulador a expertos en la regulación del sector
eléctrico del análisis completo de los inconvenientes de la regulación del sector
eléctrico español, y que dio lugar a la redacción del “Libro Blanco sobre
generación eléctrica”, ha sido la fuente principal de información sobre estas
propuestas, ya que durante la elaboración de este estudio se consultó a los
distintos agentes sobre su perspectiva ante diversos problemas, incluidos los
relacionados con el mercado minorista.
PROPUESTAS PARA LA ELABORACIÓN DEL LIBRO BLANCO
Propuestas de la Asociación de Comercializadores
Independientes de Electricidad (ACIE)
ACIE es una asociación de agentes del mercado eléctrico que operan como
comercializadores y no desarrollan otras actividades del negocio eléctrico en
España. Como tales, están interesados en que se establezca una metodología de
cálculo de tarifa que les permita operar con cierto margen, así como en la
eliminación de las barreras de entrada de naturaleza regulatoria. Las propuestas
que hicieron para la elaboración del Libro Blanco son tres:
-
El establecimiento de una metodología tarifaria simple, eficiente,
transparente, objetiva, no discriminatoria y suficiente. Debe trasladarse a la
tarifa el precio real para enviar unas señales eficientes a los consumidores, así
como para evitar el déficit comercial, formado por los ingresos que dejan de
percibir las comercializadoras por no existir ese traslado del precio.
Igualmente, para garantizar la transparencia y la equidad, se debe realizar una
revisión completa de la asignación de costes, concretamente de los pagos por
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garantía de potencia y peajes y de los costes permanentes y de
diversificación. También se propone hacer una revisión del tratamiento de las
pérdidas y la homogeneización del tratamiento de la potencia reactiva en la
tarifa regulada y la de acceso.
-
La determinación de un tratamiento específico para los grandes consumidores
de electricidad que haga posible su participación en el mercado.
-
Eliminación de mecanismos y externalidades que distorsionan formación de
precios en el mercado mayorista.
-
Eliminación de las barreras de entrada que genera la separación insuficiente
entre las actividades de distribución y comercialización mediante métodos de
separación más restrictivos.
Para el funcionamiento de estas propuestas, ACIE hace un análisis de los
requisitos previos que se deben cumplir. En primer lugar, destaca que es
absolutamente necesario que el regulador y los agentes tengan confianza en el
precio del mercado, ya que es la base para establecer el resto de relaciones
comerciales y financieras. Los problemas asociados para los que insta al
regulador para que se busquen soluciones son la interferencia de los CTC en el
resultado del mercado, la existencia de posiciones dominantes en el mercado
mayorista y una organización inadecuada de los mercados, para cuya solución
propone la creación de un mercado a plazo organizado. Desde la realización de
estos planteamientos hasta la publicación de este documento habrá transcurrido
ya más de un año. La situación que describía ACIE para el mercado mayorista en
su momento difiere mucho de la actual, aunque las propuestas que realiza siguen
siendo de actualidad. Sigue existiendo necesidad de establecer una metodología
correcta para el cálculo de la tarifa eléctrica, siguen existiendo externalidades que
distorsionan la actuación de los agentes en el mercado y siguen existiendo quejas
relativas a la relación de las distribuidoras con las comercializadoras de los
mismos grupos empresariales, si bien esta tesis no comparte la conveniencia de
aplicar medidas intervensionistas agresivas del estilo a imponer una separación
en propiedad de los negocios de distribución y comercialización, ya que se
entiende que contraría los principios básicos de derecho a la propiedad privada y
a la libertad de empresa sobre los que se sustenta un sistema de mercado.
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La propuesta de ACIE para el Libro Blanco expone la necesidad urgente de
disponer de un nivel aceptable de estabilidad regulatoria, ya que el atractivo del
mercado para nuevos agentes se ve comprometido por los continuos cambios en
las reglas del mercado. Para procurar esta estabilidad regulatoria, se propone la
creación de un comité consultivo centralizado independiente de intereses
políticos. En realidad, este comité consultivo resultaría innecesario si se lograra
mantener la independencia de la Comisión Nacional de la Energía. Resulta una
cuestión difícil de resolver, al igual que lo sería mantener la independencia del
comité consultivo propuesto.
ACIE identifica una serie de barreras de entrada a nuevos agentes
comercializadores. En primer lugar, señala la falta de adecuación de las
instalaciones domésticas a la normativa vigente. Con esto, se refiere a que no
todos los consumos domésticos tienen instalado un elemento de control como el
ICP, necesario para el acceso del consumidor al mercado. Este problema tiene su
origen en el incentivo que tenían las distribuidoras en no controlar los límites de
potencia al depender su remuneración de la energía circulada por las redes. La
regulación actual ya dispone la necesidad de que los clientes a tarifa regulada
tengan un ICP instalado, por lo que parece que la única solución a este problema
es la revisión de las instalaciones y la sanción a la comercializadora en los casos
en los que no se cumpla la normativa.
Otras barreras de entrada para las que se considera necesaria una revisión y que
se señalan en esta propuesta se refieren al intercambio de información entre la
distribuidora y la comercializadora y a la deficiente atención al cliente por parte
de la distribución. Ambos temas se tratan con mayor profundidad a lo largo de la
tesis.
Propuesta de
Electricidad
la
Asociación
de
Consumidores
de
La Asociación de Consumidores de Electricidad (ACE) está compuesta por
medianas y pequeñas empresas con grandes consumos de energía eléctrica.
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La propuesta que hizo ACE para la elaboración del Libro blanco se centra en la
elaboración de un sistema tarifario que garantice la suficiencia de los ingresos,
con unos cargos homogéneos en las tarifas integrales y de acceso y sin tiempos
mínimos de permanencia en el suministro regulado o en régimen de mercado para
facilitar la transición de un sistema a otro.
Otros temas que se plantean en esta propuesta son la separación estricta en
propiedad de las empresas distribuidoras y comercializadoras y la regulación
taxativa de la atención al cliente en distribución. Ambos temas se plantean y se
tratan en esta tesis.
La propuesta más original de las estudiadas hasta ahora es la posibilidad de que el
suministro regulado se realice por parte de las distribuidoras. En esta tesis se
rechaza esta posibilidad dado que el suministro a tarifa es un negocio regulado y
debe existir una separación suficiente con la comercialización libre para evitar
que la actividad regulada subsidie el negocio de mercado y que se den situaciones
de competencia desleal.
Propuesta de Enel -Viesgo
Si se considera la apuesta de Enel en Italia por la instalación masiva de
contadores de nueva generación en los suministros domésticos, no resulta
sorprendente que la propuesta de su filial española se centre en el empleo de
nueva tecnología para aumentar la competitividad en el mercado eléctrico
mediante la instalación de telemedida, la implantación de sistemas de telegestión
y la programación de los elementos de control de potencia. Si bien aquí no se
pone en duda la ventaja que puede representar esta medida, sí se desea estudiar
con más profundidad su viabilidad y la ganancia de eficiencia que se obtendría
con su implantación. Para ello, se incluye un apartado en esta tesis para este
estudio específico.
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Propuesta de UNIÓN FENOSA
En la propuesta de UNIÓN FENOSA para el estudio previo a la elaboración del
Libro blanco, queda reflejado su interés por resolver los problemas que una
metodología tarifaria poco ortodoxa crea a los agentes que integran negocios de
generación y de comercialización.
Para ello, centra su atención en la necesidad de establecer una metodología
tarifaria aditiva, que garantice la suficiencia de ingresos y que elimine las
subvenciones cruzadas entre grupos tarifarios. Propone la desaparición de la
tarifa integral salvo para consumidores de último recurso como propone la
Directiva Comunitaria y la creación de una tarifa de último recurso en el ámbito
de la distribución. Por último, expone la necesidad de que la tarifa fomente el
ahorro y la eficiencia en los consumos mediante el envío de las señales
económicas adecuadas a los consumidores.
Todos estos asuntos se tratan con la dedicación necesaria a lo largo del
documento.
OTRAS PROPUESTAS
En este apartado se exponen las observaciones principales que se han hecho sobre
la regulación del sector eléctrico en los medios de comunicación. Aunque se
considere que la información vertida en los medios sobre este tema no siempre
resulta rigurosa o veraz, se quiere hacer mención a estas referencias para reflejar
así la repercusión que últimamente ha tenido el objeto de estudio de esta tesis en
la prensa económica. Si bien desde que se inició el polémico proceso de las
últimas Ofertas Públicas de Acciones (OPA) la atención ha sido desviada hacia la
conveniencia de las fusiones y la entrada de capital extranjero en el sector
energético español, no se puede negar que, en los meses anteriores, el debate
sobre la reforma regulatoria del sector eléctrico fue el tema protagonista en la
prensa especializada.
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La información aparecida en prensa se hace eco de la inestabilidad regulatoria del
sector y de los efectos que esta tiene sobre los posibles entrantes que se ven
enfrentados con una incertidumbre imposible de asumir.
Existe entre la prensa económica cierto escepticismo sobre el funcionamiento del
mercado y se sospecha una actuación anticompetitiva de las empresas que
provoca los altos precios resultantes.
También tuvieron su protagonismo durante una época temas como el déficit de
tarifa o el informe elaborado por la CNE sobre las trabas que ciertas
distribuidoras ponían a sus clientes para el cambio de suministrador.
EL MERCADO MINORISTA EN EL LIBRO BLANCO
Con la llegada de un nuevo partido político al gobierno, está asumido que un
cambio en la regulación del sector eléctrico no debe resultar extraño.
Precisamente con el fin de evaluar la situación del sector eléctrico y plantear una
serie de mejoras de la regulación, el nuevo gobierno constituido en 2004 encargó
a una serie de expertos la elaboración del “Libro blanco de la generación
eléctrica”. El documento pretendía ser un análisis de rigor y proponía una
reforma exhaustiva de la regulación del sector eléctrico basada en los principios
de la Ley 54/1997. Debido a una serie de inconveniencias de los planteamientos
realizados y a la oposición de los principales agentes del sector a determinadas
medidas que se proponían, el Libro Blanco quedó en el olvido junto a sus
planteamientos.
En esta tesis no se pretende realizar un monográfico del Libro Blanco. Sin
embargo, se considera que es una referencia adecuada por tratarse de la propuesta
más formal e integral de las formuladas en los últimos años. Por este motivo, se
recopilan a continuación las propuestas realizadas en el Libro blanco y se analiza
la conveniencia y la viabilidad de cada una.
Un detalle a tener en cuenta es que el Libro Blanco impone como requisito para
la implantación exitosa de cualquier medida que plantea es la resolución de los
principales problemas que se dan en el mercado mayorista. Es decir, la solución
que propone para el sector eléctrico es una solución integral indivisible. Sin
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embargo, en este documento se analizará la conveniencia de cada una de las
propuestas, ya que como punto de partida se toma una situación ideal en la que el
mercado mayorista funciona razonablemente.
Propuesta sobre el sistema tarifario
El Libro Blanco realiza una propuesta muy completa sobre el tratamiento que se
le debería dar a la tarifa en el cambio regulatorio para el que se elaboró. La
propuesta parte desde las premisas de ortodoxia regulatoria y principio de
gradualidad.
Los principios regulatorios que se pretendían respetar para la propuesta de
elaboración de metodología tarifaria, tanto para la tarifa de acceso como para la
integral:
-
Colaborar con la búsqueda de una estabilidad regulatoria, para lo cual
propone que se elabore una metodología tarifaria y que se publique. De esta
manera, además de transparencia, se ponen barreras para la modificación
indiscriminada de los criterios de cálculo.
-
Aditividad tarifaria y suficiencia de ingresos, a lo que contribuiría la
publicación de la metodología de cálculo de la tarifa. Impone la necesidad de
evitar los subsidios cruzados injustificados entre los distintos grupos
tarifarios.
-
Asignación causal de los costes. En el caso en que no exista una relación
causal entre los costes y los consumos, con el fin de mantener un criterio de
eficiencia económica, se deberán aplicar tarifas Ramsey, consistentes en
asignar mayores costes a los consumidores con demanda más rígida, para no
interferir en la eficiencia de los consumos.
Una de las cuestiones que se plantean en el Libro Blanco es la conveniencia o no
de mantener la tarifa por defecto en paralelo con el mercado. Haciendo
referencias a otros mercados en los que le mercado funciona sin limitaciones
administrativas de precio como el mercado nórdico y el del reino Unido,
concluye que las tarifas integrales no son necesarias existiendo un nivel adecuado
de competencia. No obstante, observa cómo en el periodo transitorio, en estos
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mercados, se optó por una política de precios máximos en la comercialización
para proteger a los consumidores de los posibles abusos.
Los argumentos que se exponen en el Libro Blanco para mantener la tarifa
eléctrica en España son la falta de competencia en comercialización de
electricidad y la escasa migración al mercado desde la tarifa. Se propone por ello
mantener una tarifa de último recurso a la que puedan acudir los consumidores en
el caso en que no encuentren atractivo el mercado o no se aprecie la conveniencia
de asumir los costes de cambio. La existencia de esta tarifa obligaría a los
comercializadores a ser competitivos y a ofrecer ventajas que compensen estos
costes de cambio.
Para incentivar el paso al mercado de los consumidores, el Libro Blanco propone
que la tarifa de último recurso contenga una penalización. Esta penalización
facilitaría la entrada de nuevos agentes al aumentar el margen posible.
Aunque se plantea que la tarifa de último recurso esté disponible para todo tipo
de consumidores, propone una distinción en la penalización según el tipo de
cliente. Los grandes consumidores tendrían disponible una tarifa de último
recurso netamente disuasoria a la que acudirían únicamente en caso de quedarse
sin servicio de un comercializador por cualquier circunstancia puntual con el fin
de evitar cortes de suministro. Sin embargo, los pequeños consumidores
domésticos y comerciales dispondrían de una tarifa de último recurso con una
penalización mucho menor. El motivo de esta distinción se encuentra en la
diferencia de posiciones que toman en el mercado los distintos tipos de clientes.
Mientras que el poder de negociación de los grandes consumidores y la
elasticidad de su consumo les permitirían una participación activa en el mercado,
los pequeños consumidores podrían verse sometidos a abusos por parte de las
comercializadoras.
La imposición de penalizaciones en las tarifas crea ciertas dudas. En primer
lugar, debe plantearse la conveniencia de que la penalización de la tarifa para
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pequeños consumidores sea reducida. Si un consumidor doméstico no se ve
atraído por el mercado, dada su inercia al cambio y a la rigidez de su demanda, si
no se aumentan sustancialmente sus costes de electricidad, difícilmente esta
penalización será incentivo suficiente para su migración al mercado. Es posible,
incluso, que para que el incentivo funcione la penalización a los grandes
consumidores necesitara ser menor que la de los pequeños, dado que estos
últimos son menos sensibles al precio. Se entiende que no existe la necesidad de
fijar penalizaciones reducidas a los grandes clientes, ya que la protección que
requieren es menor o incluso nula. Lo que se pretende aquí es llamar la atención
sobre la posibilidad de que esta penalización no funciones como incentivo de
migración al mercado y se quede en una mera herramienta recaudatoria sin
sentido.
Otra cuestión que cabe plantearse es, para cumplir con el principio de causalidad
en la asignación de costes, contra qué coste se va a cargar la penalización que se
pretende. El Libro Blanco no deja muy claro este aspecto. Sugiere que el
concepto del sobrecoste pudiera ser una prima por gestión de riesgos, sin
embargo, resultaría algo desconcertante que se cobrara una prima por gestión de
riesgos en la tarifa integral cuando lo que se pretende con ésta es trasladar el
precio de mercado íntegramente al consumidor, con lo que la gestión de riesgos
es inexistente.
Para resolver el problema de la competencia desleal que ejerce la tarifa integral
sobre los comercializadores, además de la introducción de las penalizaciones ya
mencionadas, sugiere que la tarifa integral se componga de un coste idéntico al
de la tarifa de acceso a redes que el del nivel tarifario correspondiente más el
precio de la energía. Éste último se definiría como la media ponderada del precio
del mercado spot y de las adquisiciones de los comercializadores a tarifa en el
mercado organizado a plazo en determinadas sesiones de éste, en varios
momentos del año.
También se plantea la conveniencia de crear incentivos para que el
comercializador a tarifa optimice sus compras, reconociendo en la tarifa una
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combinación del coste de compra real y de un precio de referencia - que podría
ser la media de todos los comercializadores a tarifa.
Este último planteamiento hace surgir dudas sobre si es o no adecuado que los
comercializadores a tarifa adquieran la energía a plazo. Es innegable que estas
adquisiciones en el mercado a plazo serían útiles para que la estimación de la
tarifa fuera más aproximada, ya que estabilizaría en parte el precio de adquisición
medio. Sin embargo, el mercado a plazo tiene su fundamento en la cobertura de
riesgos de precio de mercado y el negocio de distribución no está expuesto a este
riesgo si, como se plantea aquí, se hace un traspaso del precio de la energía a la
tarifa. La compra de los distribuidores en el mercado a plazo afectaría a la
actuación y al resultado del resto de agentes, y, por lo tanto, al nivel de eficiencia
obtenido. El motivo principal por el que esta participación introduciría distorsión
es la rigidez de la demanda del suministrador a tarifa, que antepone su obligación
de servicio público a la posibilidad de obtener ganancias extraordinarias por
deshacer su posición en el mercado spot. La medida de establecer una
remuneración por incentivos para la comercialización regulada amortiguaría este
efecto, aunque se deberían plantear alternativas más sencillas para mejorar la
estimación del precio como, por ejemplo, acortar el tiempo de actualización de la
tarifa.
En el Libro Blanco se trata con detalle la necesidad de imponer medidas para
evitar los cambios oportunistas de tarifa a mercado y viceversa. Se defiende la
conveniencia de establecer un tiempo mínimo de permanencia en tarifa de un
año, aunque no se defiende el tiempo de permanencia mínima en el mercado por
entender que frena la agilidad del proceso de cambio de comercializador. Para
evitar este tipo de medidas y las barreras que suponen para la evolución adecuada
del mercado minorista, realiza una propuesta original que consiste en calcular la
tarifa de energía como la estimación del promedio del precio del mercado y, en el
caso en que un consumidor desee migrar al mercado, repercutirle en la última
facturación una estimación actualizada del desvío que se hubiera cometido. Para
no retrasar la facturación de los desvíos hasta el momento en que se recalcule la
tarifa y se conozca el precio medio real de la energía, se considera suficiente la
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nueva estimación, actualizada para el momento del cambio, del precio medio
para calcular estos desvíos.
Parece que esta medida original elimina en parte la posibilidad de cambios
oportunistas entre la tarifa y el mercado. Sin embargo, parece una medida difícil
de implantar. Además surge la duda sobre por qué un consumidor debe pagar el
precio medio anual para el consumo realizado en lugar del precio real de la
energía durante el periodo en el que ha consumido. Este desvío puede ser
importante debido a la estacionalidad de los consumos, aunque podría mitigarse
si la tarifa se recalculara más frecuentemente. En este caso, es razonable
preguntarse si con esta actualización frecuente de la tarifa no sería suficiente para
evitar los cambios oportunistas.
También se plantea en el Libro Blanco la posibilidad de intervenir en la fijación
de cláusulas de tiempo de permanencia en los contratos con comercializadoras.
En un mercado desarrollado, este tipo de cláusulas se deberían considerar parte
del valor del contrato, por lo que se debería dejar libertad a los agentes sobre su
fijación. Sin embargo, si existe necesidad de protección de algún segmento del
consumo, como en caso de una competencia limitada en la oferta o en un periodo
transitorio, podría contemplarse la posibilidad de adoptar algún tipo de medida a
este respecto.
El Libro blanco plantea propuestas originales para el tratamiento de los
consumidores acogidos a tarifas especiales, como las tarifas de alumbrado y de
riego y, especialmente, la tarifa G.4 para suministros interrumpibles. Expone,
como razones que pueden justificar un tratamiento específico para los grandes
consumidores en las tarifas integrales y de acceso, la valoración del servicio de
interrumpibilidad y la asignación de aquellos componentes de coste que no tienen
responsable obvio, la cual podría hacerse mediante criterios Ramsey como ya se
ha comentado. Sin embargo, plantea la necesidad de que, en todo caso, la tarifa
sea suficiente para la remuneración de las actividades reguladas, por lo que los
costes que generan estos descuentos deberán repercutirse sobre el resto de tarifas
de forma adecuada.
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Dado que existen sospechas fundadas de que los descuentos actuales en ciertas
tarifas no se calculan de manera ortodoxa y que no se repercuten los costes
adecuadamente sobre otras tarifas y que la diferencia con las cantidades correctas
puede ser considerable, con el fin de respetar el principio de gradualidad, el Libro
Blanco propone la necesidad de establecer un periodo transitorio para ajustar las
tarifas a las cuantías correspondientes. Para este periodo transitorio, la única
restricción que se impone es que la tarifa sea suficiente aunque se mantengan
unas subvenciones cruzadas que tiendan a ser decrecientes.
Sin embargo, sólo con la medida anterior, no se evita que la tarifa signifique una
tarifa desleal frente a la comercialización. Para solucionar este inconveniente, se
propone una solución original basada en que la tarifa de acceso sea la variable de
cierre durante el transitorio. Esto significa que la tarifa de acceso será para todos
el valor de la tarifa integral menos el precio de la energía. La diferencia se reparte
en otras tarifas de manera eficiente – mediante tarifas Ramsey - para garantizar la
suficiencia.
Separación de las actividades de suministro a tarifa y
comercialización libre
El planteamiento que hace el Libro Blanco respecto a la existencia de grupos
empresariales que incluyen las actividades de comercialización a tarifa y
comercialización libre defiende que la única manera de solucionar los problemas
que esta organización crea es cambiar la estructura empresarial por medio de una
separación en propiedad de las actividades. Este planteamiento resulta poco
coherente con el espíritu adoptado en esta tesis, donde se busca maximizar la
eficiencia por medio de la adopción de un sistema lo más liberalizado posible y
donde se entiende que una de las bases del sistema de mercado consiste en el
derecho a la propiedad privada, la cual se vulnera con este tipo de intervenciones.
Otras medidas que plantea el Libro Blanco como la prohibición explícita de
ciertas prácticas que provocan una competencia desleal y una asimetría de
información favorables a las comercializadoras de grupos empresariales
integrados, la posibilidad de crear una oficina centralizada de cambio de
suministrador, la separación jurídica de las actividades reguladas y no reguladas y
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de las actividades de red de las de suministro, serán evaluadas detenidamente más
adelante.
Medidas sobre la demanda
En primer lugar, el Libro Blanco entiende como condición indispensable para que
la demanda participe en el mercado que se le envíen las señales económicas
correctas por medio del traslado del precio de mercado a la tarifa, así como por
medio de la imputación de costes de red que respete el principio de causalidad.
Una vez obviada esta condición, se proponen medidas que incentivan una
participación eficiente de todos los segmentos de consumidores y que incluya los
objetivos globales marcados en la política energética. Algunas de las propuestas
para este fin son:
-
Incentivar a las distribuidoras para que establezcan contratos de
interrumpibilidad o de control de tensión con los clientes con el fin de
reducir las necesidades de expansión de la red y disminuir las pérdidas
-
Analizar la experiencia de los “certificados blancos” - certificados de
reducción de consumo que permiten que una comercializadora cumpla
con una obligación regulatoria de reducir consumo bien directamente
bien comprando reducciones (certificados blancos) a otra empresa.
-
La participación de la demanda, directamente o a través de agregadores,
en todos los mecanismos de operación del sistema (restricciones,
reservas, garantía de potencia, etc).
Se entiende que tanto la primera como la última medida sólo serían viables para
consumidores de cierto tamaño y con demanda con una cierta elasticidad. No
obstante, este tipo de medidas serían útiles una vez que el mercado estuviera
relativamente maduro y se pudiera prever el comportamiento de los distintos
agentes.
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3.4. Requisitos Sobre Separación de Actividades
Resulta interesante analizar cuáles son los requisitos que marca la legislación
europea sobre separación de negocios, así como su transposición a la legislación
española. De esta manera, se obtendrá una base desde donde poder evaluar las
distintas propuestas sobre separación de actividades de distribución y
comercialización. Se analizan aquí, por lo tanto, los requisitos de separación de
actividades de las Directivas Europeas que lo contemplan y los requisitos de la
Ley 54/97.
Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo
de 19 de diciembre de 1996 sobre normas comunes para
el mercado interior de la electricidad.
La Directiva 96/92/CE trata de definir unas normas comunes para los países
miembros de la UE para impulsar la creación de un mercado único de la
electricidad. Para ello, tiene en cuenta la legislación europea general sobre
comercio en Europa, la diversidad de la legislación en materia energética de los
distintos países miembros y la necesidad de una adaptación paulatina de la
industria eléctrica a la nueva legislación debido a las grandes inercias a las que se
ve sometida la planificación, la instalación y la operación de los activos de
generación y de transporte.
En materia de explotación de la red de distribución, en el capítulo V de la
Directiva, se introduce un concepto que no ha sido asimilado en España: el gestor
de la red de distribución. El gestor de la red es el encargado de explotarla y de su
mantenimiento y el responsable de la seguridad, la fiabilidad y la eficacia de la
red. No tiene porqué coincidir con el propietario de la red, aunque la Directiva no
impone la separación de estas actividades sino que sólo dispone que “Los Estados
miembros designarán o pedirán a las empresas propietarias o responsables de las
redes de distribución que designen un gestor…”, sin que esto impida que el
propietario se asigne a sí mismo como gestor de red. Que no sea necesaria esta
separación es el motivo evidente por el que no se ha asimilado en España este
concepto, ya que tradicionalmente el gestor de la red de distribución ha sido el
propio propietario de la red.
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En cuanto a separación de actividades, en su capítulo VI, la Directiva dispone
que “Las empresas eléctricas integradas llevarán en su contabilidad interna
cuentas
separadas
para
sus
actividades
de
generación,
transporte
y
distribución,…, a fin de evitar las discriminaciones, las subvenciones cruzadas y
los falseamientos de la competencia…” Es importante observar que en ningún
momento se habla de la separación de la comercialización. Este vacío se
solucionará en la siguiente Directiva que más adelante se analizará.
En cuanto a la actividad de suministros tarifa, se dice lo siguiente del comprador
único para el suministro a tarifa: “Los Estados miembros que designarán como
comprador único a una empresa de electricidad integrada… el comprador único
deba ser objeto de una gestión separada de las actividades de generación y
distribución…” Lo que no se explicita es cómo han de estar separadas las
actividades de suministro a tarifa de la distribución.
En cuanto a la privacidad y flujo de información entre actividades de empresas
integradas, lo que dispone la directiva en el artículo 12 es que “El gestor de la red
de distribución deberá preservar el carácter confidencial de la información, cuya
divulgación pudiera dar problemas de índole comercial, de que tenga
conocimiento en el empeño de su actividad”. Esta disposición junto al punto 2 del
artículo 15, que versa así: “… que no exista circulación de información entre las
actividades de comprador único de las empresas verticalmente integradas y sus
actividades de generación y distribución…” es de donde tiene que partir la
premisa desde la que se tienen que analizar los posibles problemas que puedan
aparecer debido a la comercialización a tarifa por parte de las distribuidoras y a la
integración de las actividades de distribución y de comercialización dentro de un
mismo grupo empresarial.
Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del
Consejo de 26 de junio de 2003 sobre normas comunes
para el mercado interior de la electricidad y por la que se
deroga la Directiva 96/92/CE
La Directiva 2003/54/CE nace con la intención de mantener la tendencia de
liberalización progresiva y la homogeneización de la regulación de los mercados
de electricidad en Europa, ya establecida por la Directiva anterior. También se
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pretende rectificar o concretar determinados aspectos para los que se observa un
funcionamiento incorrecto o inesperado. Por ese motivo, se deroga la Directiva
96/92/CE, estableciendo nuevas normas basadas en el mismo espíritu unificador
y liberalizador.
Las diferencias que se aprecian en relación con los temas anteriormente tratados
en el análisis de la Directiva 96/92/CE son:
-
Contempla la posibilidad de que un gestor de red de transporte o
distribución puede constar de una o de varias empresas.
-
Establece la necesidad de separar jurídicamente las actividades de gestión
de la red de transporte y gestión de la red de distribución de las de
cualquier empresa de generación y suministro. Se acepta la posibilidad de
que el gestor de la red sea el mismo que el propietario de la misma.
-
Contempla la posibilidad de que las tarifas sean aprobadas por las
autoridades reguladoras nacionales en función de una propuesta de los
gestores de red o en función de un acuerdo de estos últimos y los usuarios
de la red. Establece que las tarifas deben ser no discriminatorias y deben
reflejar los costes.
-
Obliga a los Estados miembros a “…garantizar a los clientes domésticos
y, opcionalmente, a las pequeñas empresas un suministro de electricidad
de una calidad determinada a unos precios claramente comparables,
transparentes y razonables”. Esto es la llamada obligación de prestación
del servicio universal. También se contemplan medidas de protección a
clientes vulnerables “…relacionadas con el pago de facturas de
electricidad o medidas más generales adoptadas dentro del sistema de
seguridad social”. Asimismo, en el artículo tres, se dispone que los
Estados miembros “…garantizarán una protección adecuada de los
clientes vulnerables, incluidas medidas que les ayuden a evitar la
interrupción del suministro.”
-
Introduce el concepto de suministrador de último recurso, estableciendo
que: “… podrá ser el departamento de ventas de una empresa integrada
verticalmente, que también ejerza las funciones de distribución siempre
que cumpla los requisitos de separación de la presente Directiva”. De aquí
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se desprende que la Directiva entiende que la actividad de
comercialización a tarifa no está incluida en la de distribución y que, por
lo tanto, se debe establecer una separación, al menos contable, de las dos
actividades, así como los requisitos de privacidad de la información tal y
como establece la Directiva.
-
Establece la obligación de informar en las facturas a clientes finales sobre
el mix energético de la empresa en energía generada y la referencia a
fuentes de información donde se pueda consultar el impacto
medioambiental de la actividad de la empresa.
-
Con el fin de solucionar el vacío regulatorio que dejaba la Directiva
anterior en cuanto a la separación de actividades, define explícitamente la
necesidad de separar jurídicamente las actividades de transporte y
distribución del resto de actividades y contablemente entre sí, con el fin
de evitar subsidios cruzados entre actividades reguladas y liberalizadas.
Ley 54/97 del Sector Eléctrico
La Ley 54/97, en cuanto a la separación de actividades de la industria eléctrica,
dispone en su artículo 14 que:
− Las actividades de transporte y distribución deben “…tener como objeto
social exclusivo el desarrollo de las mismas sin que puedan, por tanto,
realizar actividades de producción o de comercialización…”. Sin
embargo, se permite a los distribuidores la venta reconocida a tarifa.
− Se permite que en un grupo de sociedades se desarrollen actividades
incompatibles con lo anterior, siempre que se desarrollen mediante
sociedades diferentes y “…siempre que se prevea que una sola de las
actividades sea ejercida de forma directa, y las demás mediante la
titularidad de acciones o participaciones en otras sociedades…”
Conclusiones
Al ser la Directiva 2003/54/CE la regulación europea vigente que establece la
separación entre actividades, a este respecto, se puede concluir que:
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-
No se establece la necesidad de separación en propiedad de ninguna
actividad.
-
Las actividades liberalizadas deben estar separadas jurídicamente de las
no liberalizadas.
-
La actividad de gestión de la red no deberá necesariamente estar separada
de la propiedad de la misma.
-
Las actividades reguladas de transporte y distribución deberán estar
separadas contablemente.
-
La actividad de suministro a tarifa podrá ser desempeñada por el
distribuidor siempre y cuando exista una separación contable entre ambas
actividades.
Para garantizar la independencia de las actividades de comercialización y de
distribución, la Directiva establece la necesidad de garantizar la privacidad e
impedir el flujo de la información a la que el distribuidor tenga acceso y que
pueda suponer una ventaja competitiva hacia el comercializador del mismo grupo
empresarial.
La Directiva también establece que los Estados podrán exigir a las empresas la
obligación de servicio público al suministro de electricidad a los clientes
domésticos y, si se considera necesario, a las pequeñas empresas. Para ello, se
deberá vigilar la calidad de suministro y la transparencia de precios.
Por último, se contempla la posibilidad de que los Estados miembros tomen
medidas de protección sobre los clientes vulnerables (medidas que impidan la
interrupción del suministro en determinadas circunstancias y medidas de
información en la facturación). El concepto de clientes vulnerables que aquí se
tiene no incluye a grandes consumidores industriales de electricidad y las
medidas tampoco incluyen subsidios en el precio.
La legislación española cumple todas los requisitos que marca la legislación
europea en cuanto a la separación de actividades excepto en la separación
contable de las actividades de gestión de la red de distribución y el suministro a
tarifa. Esta separación es necesaria para ganar transparencia en las cuentas de los
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negocios regulados, garantizar que cada uno de ellos sea autosuficiente y para
comprobar el funcionamiento del sistema de remuneraciones, haciendo así más
fácil la tarea de localizar los posibles fallos.
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3.5. Nueva tecnología en equipos de medida
Se ha considerado necesario detenerse para hacer un estudio algo más profundo
de la viabilidad de una de las propuestas que se plantea en el sector eléctrico
español desde los propios agentes y otras agrupaciones más o menos interesados
en la adopción de medidas para gestionar la demanda de electricidad, así como en
mercados eléctricos extranjeros en los que ya se ha llevado a cabo esta propuesta
o que se está planteando actualmente. Se trata de la instalación masiva de equipos
de medida avanzados, con posibilidad de facilitar lecturas horarias, de hacer una
telegestión e, incluso, de hacer una comunicación bidireccional para aplicar
precios variables al consumo enviando así señales inmediatas de precio.
Para analizar la conveniencia de instalar estos equipos de medida y control,
parece razonable hacer un estudio de los costes que implicaría y los beneficios
que se obtendrían, ya no sólo desde un punto de vista monetario sino
introduciendo en el modelo económico los valores y los costes de factores
ambientales, sociales y macroeconómicos.
El cálculo de los costes de la instalación masiva de estos equipos resulta
complicado, ya que no existe la estandarización adecuada para todas las tarifas de
acceso que actualmente es posible contratar en España. Las fuentes que se han
consultado para este estudio informan de costes de adquisición del equipo desde
órdenes de varios cientos de euros hasta algunas decenas de euros. También
resulta difícil estimar el tiempo de amortización de estos equipos pues, al no
existir una tecnología estándar y al no haber dispuesto aún del suficiente tiempo
de estudio, no es posible determinar su vida útil.
Para la estimación del ahorro obtenido, se ha de distinguir entre segmentos de
consumidores, pues dependerá considerablemente del perfil de consumo.
Para los consumidores domésticos, se entiende que la posibilidad de obtener un
ahorro está en lograr un desplazamiento del consumo de horas caras a horas
baratas. Esto supondría un beneficio al contribuir a la gestión de la demanda, ya
que significa un aplanamiento de la curva de consumos.
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El análisis se centra ahora, por tanto, en el estudio de los posibles
desplazamientos de los consumos para los consumidores domésticos. Para ello,
se dispone en las siguientes figuras de una serie de curvas tipo de consumo para
determinados días característicos.
:
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FUENTE: Proyecto INDEL
Observando las aplicaciones habituales del consumo eléctrico doméstico, se
puede concluir que el desplazamiento de demanda a períodos de valle se podría
realizar, principalmente, para los usos para agua caliente, calor y frío mediante
acumulación y para el uso de la lavadora y la secadora entre las 3 y las 7 de la
mañana. Estos desplazamientos requerirían una inversión extraordinaria en
electrodomésticos programables. Además, implicarían ciertos cambios de hábitos
que, probablemente, no se estaría dispuesto a asumir.
Otra posible aplicación que se podría trasladar en la curva es el uso del aire
acondicionado. Las curvas mostradas no están actualizadas a los hábitos del año
2006, por lo que no se refleja la importancia que tiene esta consumo en la
temporada de verano. Una posible acción para corregir el comportamiento
doméstico podría ser que los usuarios de una gran potencia de aire acondicionado
ofrecieran un servicio de interrumpibilidad en horas de punta. Si se actúa
convenientemente y las interrupciones no son excesivamente largas, este servicio
no afectaría gravemente a los hábitos sociales, ya que no implicaría grandes
aumentos de temperatura en los hogares si se toman una serie de medidas de
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mejora de la eficiencia energética en edificación. Sin embargo, la probabilidad de
que este servicio pueda ser ofrecido por consumidores domésticos es pequeña, ya
que el atractivo también lo es.
Teniendo en cuenta que la mayor parte de los desplazamientos de la demanda
aquí analizados son compatibles con una facturación con dos periodos que ya
ofrece la tarifa nocturna y que, por lo tanto, los incentivos para estos
desplazamientos ya existen, se puede concluir que el coste de la instalación de
contadores horarios para clientes domésticos no se compensa con el ahorro que se
obtendría.
Los consumidores comerciales están sujetos a unos horarios de consumo muy
rígidos, Los únicos desplazamientos razonables del consumo que se podrían
efectuar serían los asociados a la interrumpibilidad del aire acondicionado. Sin
embargo, es razonable pensar que estos consumidores no se vean atraídos por
estos servicios, ya que el ahorro no compensaría la posible pérdida de clientes
que pudiera ocasionar una climatización inadecuada de los locales.
Los consumidores industriales de electricidad, por lo general suelen tener cierta
flexibilidad en su producción. Al tener una potencia instalada grande, las
pequeñas variaciones en su perfil de consumo pueden acarrear unos ahorros
importantes.
Los consumidores industriales de tarifa de acceso 3.0A, en su mayoría ya
disponen de contadores horarios. Sin embargo, a pesar de que se han empezado a
sustituir por nuevos equipos electrónicos, muchos aún conservan equipos
electromecánicos que no pueden ser reprogramados. En estos casos, los equipos
deberían ser necesariamente sustituidos para poder comprar la energía en el
mercado.
En el caso de los clientes a quienes no compensaría la instalación de contadores
con registros horarios, no sólo podrían obtener de las comercializadoras ofertas
de tarifa plana, ya que existe la posibilidad de realizar una facturación con un
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perfil determinado de consumo, asignando porcentajes de la energía total
consumida a los distintos periodos.
Otro problema que puede surgir debido a la medida horaria de los consumos de
forma masiva, tiene que ver con el tratamiento de un gran volumen de la
información. Sin embargo, es previsible que esta opción no sea tomada por un
número inabordable de consumidores, por lo que el distribuidor y el
comercializador no deberían encontrarse con este problema.
Las experiencias vividas hasta el momento de instalación de contadores no
permiten sacar conclusiones firmes del resultado. Mientras que en algunos países
se ha impuesto como requisito para el paso a mercado sin que se hayan publicado
estudios de viabilidad, en otros se ha dejado a libertad de elección del cliente
entre las ofertas de las comercializadoras.
Parece que lo más razonable respecto a la instalación de los contadores horarios
es dejarlo a elección de los clientes bajo ofertas de las comercializadoras. Las
comercializadoras podrían hacer estudios de los perfiles de carga de los distintos
clientes y hacer la oferta que consideraran conveniente o tener una serie de
ofertas estándar y que el consumidor escogiera. Los contadores serían instalados
por la distribuidora o cualquier otro agente, ya que no hay razones para pensar
que es necesario regular este negocio. El cliente tendría su contador en propiedad
o en alquiler, tal como ocurre actualmente.
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3.6. El Suministro a los Grandes Consumidores
Como se comentó en la exposición de problemas relacionados con el
comportamiento dela demanda, se observa un paso a mercado anormalmente
reducido en grandes consumidores industriales acogidos a la tarifa G.4. Dada la
repercusión que ha tenido este problema en el sector energético, se considera
apropiado estudiar este tema con algo más de detalle.
El motivo por el que este segmento de consumidores no encuentra atractivo el
mercado es que está acogido a una tarifa especialmente reducida. La razón de la
existencia de esta tarifa reducida es que estos clientes ofrecen al sistema eléctrico
un servicio de interrumpibilidad. Esto significa que, en el caso en que el
suministro o las condiciones técnicas del sistema se vean comprometidos, el
operador del sistema puede optar por interrumpir el suministro a estos
consumidores sin ningún tipo de compensación económica, ya que ésta está
implícita en la tarifa reducida que se les aplica.
El sistema de remuneración actual de este servicio, en principio, podría resultar
adecuado. Sin embargo, tiene más implicaciones de las que se podría pensar. En
primer lugar, dado que no existe una metodología tarifaria basada en la
asignación causal de costes, no queda muy claro quién y por qué está pagando
este servicio. En segundo lugar, tampoco está muy claro cuál es la remuneración
real del servicio de interrumpibilidad. Por último, debido a que las actividades de
las empresas acogidas a esta tarifa tienen repercusiones importantes sobre índices
macroeconómicos y, por tanto, sobre la actividad política, esta metodología
puede dar lugar a pensar que existen ciertas subvenciones implícitas que no se
desea evidenciar. Por estos motivos, parece adecuado plantear otro tipo de
remuneración del servicio de interrumpibilidad y una metodología tarifaria más
transparente y basada en la asignación causal de costes.
Dada la repercusión que ha adquirido esta cuestión en el sector, los agentes
afectados han decidido involucrarse y ya se están barajando distintas soluciones.
La solución más acorde con los principios de causalidad y transparencia que se
defienden desde esta tesis, es la eliminación de la tarifa G.4, la posibilidad de
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establecer una tarifa para estos consumidores basada en costes de manera que se
traslade el precio íntegro de la energía y la suscripción de contratos de estos
consumos con el operador del sistema mediante los cuales se establezca las
condiciones y la remuneración de la prestación del servicio de interrumpibilidad.
El coste que supusiera para el operador del sistema el establecimiento de estos
contratos se trasladaría convenientemente a la tarifa de acceso a la red. Sin
embargo, parece que existen ciertas reticencias a establecer una metodología
transparente para la remuneración de este servicio y se plantean alternativas
aceptables para todos los agentes que puedan permitir la retirada de la tarifa G.4.
La alternativa para la que se puede pronosticar más éxito consiste en la
suscripción de unos contratos de suministro a largo plazo a un precio reducido
entre agentes productores y los grandes consumidores acogidos a la tarifa G.4.
El principal problema que aparece con esta metodología es que vuelve a
establecerse una remuneración implícita en el precio del contrato, por o que
vuelve a ser difuso el valor que se le da al servicio de interrumpibilidad. De esta
manera, no se consigue aclarar la posible existencia de estas subvenciones
encubiertas a ciertas actividades productivas.
Es importante descubrir cuál es el interés que pueden encontrar los generadores
en estos contratos de suministro a largo plazo a un precio reducido, ya que si no
existe un incentivo real, esta metodología carecería de sentido. Para ello, ha de
entenderse que el servicio de interrumpibilidad resulta equivalente al servicio de
garantía de potencia, pues tiene el mismo efecto la entrada en servicio de
potencia por una indisponibilidad del sistema que el deslastre de una carga de
magnitud importante en estas mismas circunstancias de indisponibilidad. Si el
descuento implícito en estos contratos resulta equivalente al valor del servicio de
garantía de potencia, que parece resultar algo más fácil de establecer, y la
prestación de este servicio de interrumpibilidad se deja en manos o se compensa
a los productores, el efecto resulta equivalente.
Debido a que la segunda metodología sigue resultando menos transparente que la
planteada en primer lugar y que esta opacidad contraría los principios de los que
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esta tesis parte, se considera la opción de los contratos con el operador del
sistema como la más apropiada. De esta manera, además, se abriría una nueva
puerta a la comercialización, pues es posible que alguno de estos consumos
optara por contratar el suministro con algún comercializador. No obstante, resulta
previsible que en lugar de acudir al mercado minorista, los grandes consumidores
decidieran optar por operar en el mercado mayorista, ya que disponen de medios
para gestionar su consumo energético. De todas formas, parece que esta opción es
la que mayor libertad permite a las empresas para gestionar sus consumos y sus
producciones, por lo que parece que a medio plazo la ganancia de eficiencia sería
más que probable.
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4. Conclusiones
4.1. Planteamiento de Soluciones
Esta sección de propuestas pretende dar una solución factible y razonable a los
problemas que se han planteado a partir de la discusión de una serie de aspectos
que se han considerado a lo largo de la tesis.
Aunque no se pretenda dar soluciones a los planteamientos de la vida política, se
entiende que de nada serviría realizar propuestas para cambiar un sistema con
repercusiones políticas sin analizar su viabilidad en este sentido. Si quien tiene
que tomar las decisiones está condicionado por cuestiones que aquí no se
contemplan, es posible que estas propuestas violen restricciones demasiado
rígidas y que el cambio no resulte viable. Por este motivo, a la hora de analizar
cada una de las propuestas, se comprobará su viabilidad política, revisando si las
medidas que se tendrían que adoptar pudiesen resultar inconvenientes para los
objetivos políticos del que las tomara.
El principal problema que se ha localizado y discutido aquí parte de la
coexistencia de una tarifa poco ortodoxa y opaca con una comercialización de
electricidad en régimen de mercado. Como ya se ha discutido, esta coexistencia
no debería resultar determinante en el caso en que la tarifa se estableciera
conforme a una metodología basada en una asignación causal de costes, aunque
sí podría causar ciertos retrasos en el establecimiento del nuevo sistema
liberalizado debido a la existencia de cierta inercia en la conducta de los
consumidores domésticos y comerciales. Sin embargo, se ha concluido también
que la intervención estatal en la regulación de una actividad económica sólo debe
existir en casos justificados, para introducir ciertas restricciones que se
correspondan con un beneficio global, para proteger a los consumidores de
precios excesivos o en caso en que la estructura del sector no sea adecuada para
un régimen de competencia.
Por los motivos anteriormente expuestos, se considera que, para el sistema
español, el sistema adecuado resultaría ser un sistema de mercado libre donde los
agentes comercializadores sólo estuvieran sometidos a las reglas de mercado
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adecuadas. Con el fin de tener un medio para garantizar que el suministro se
interrumpa debido a la ruptura de las relaciones comerciales entre un
suministrador y su cliente, se considera adecuado mantener una tarifa de último
recurso que marque la contraprestación económica del suministro que garantiza
la comercializadora a tarifa. La figura del comercializador a tarifa podría ser
asumida por el distribuidor a cuya red se conecte el consumidor. En este caso,
debería existir una clara separación contable, de forma que se garantice la
suficiencia de ambas actividades de forma transparente sin que existan
subvenciones cruzadas. De esta manera, también se cumplen las disposiciones de
la Directiva 2003/54/CE en cuanto a separación de actividades.
Los consumidores que podrían acogerse a esta tarifa de último recurso serían
aquellos para los que la protección frente a estas situaciones de corte de
suministro fuera necesaria porque su poder de negociación y sus recursos no les
permitiera establecer condiciones especiales en los contratos con las
comercializadoras. Este es el caso de los consumidores domésticos, los
consumidores comerciales y algunas PYMES.
En el caso de los consumidores industriales, resultaría innecesario establecer un
precio regulado que complicara la regulación económica, que pudiera introducir
ineficiencias y que incentivara a los grandes consumidores a realizar acciones
poco convenientes para el interés global. Estos consumidores tendrían el
suficiente poder de negociación para no necesitar ningún tipo de protección ante
los cortes de suministro. En algún caso, podría replantearse la situación y que la
Administración decidiera en casos particulares sobre la posibilidad de acogerse a
esta tarifa, pero esto siempre orientado al suministro durante periodos transitorios
entre la rescisión de un contrato y la formalización de otro.
Con el planteamiento aquí descrito, no sería necesario establecer unos periodos
mínimos de permanencia en tarifa o en mercado o unas tarifas de cambio para
evitar migraciones oportunistas. Esta oportunidad deja de existir cuando la tarifa
de último recurso se actualiza periódicamente, estableciéndose un periodo fijo
entre revisiones y posibilitando la revisión en el momento en que los desvíos
entre la estimación inicial y el precio real superen cierto umbral. De esta manera,
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los desvíos podrían repercutirse sobre el siguiente periodo o, incluso en la última
facturación de ese periodo, según la magnitud del desvío.
Con este nuevo sistema tarifario se consigue una remuneración suficiente de las
actividades reguladas, una equidad en la asignación de costes, la entrada de
agentes comercializadores, un funcionamiento más razonable del mercado
minorista con la correspondiente ganancia de eficiencia y se evita la aparición de
un déficit de tarifa que ya empieza a tratarse como un problema de índole
política, con los problemas asociados que estas acciones suelen conllevar. Con
esto, parece que quedan resueltos los principales problemas que conlleva el
sistema tarifario actual.
Aunque la adopción de este nuevo sistema pueda conllevar consecuencias
políticas,
probablemente
éstas
estarían
causadas
más
por
cuestiones
circunstanciales que por el propio sistema aquí planteado. El problema podría
surgir si se mantiene un escenario de precios crecientes mientras se toman las
medidas propuestas. En el transitorio, podría llegarse a la conclusión de que la
subida de precios se debe a la nueva estructura del sector, mientras que podría
estar causada por una subida del precio de la energía en los mercados de materias
primas. Sin embargo, este problema también existiría si se mantuviera el sistema
actual. Aunque se intentara retener las subidas a base de acumular un déficit, la
situación resultaría insostenible y podría llegar a tener consecuencias
catastróficas como las vividas en California entre los años 1999 y 2002. Por lo
tanto parece que las medidas aquí propuestas resultan más apropiadas incluso
para los intereses políticos de quien las tomara, aunque podría exigir un esfuerzo
mayor a la hora de defenderlas para evitar oposiciones interesadas.
El segundo problema que se ha tratado en esta tesis es la gran inercia a la que se
ven sometidos los consumidores domésticos a la hora de migrar hacia el
mercado. Tras analizar el problema, se llegó a la conclusión de que esta inercia
venía provocada por factores culturales y que esta cultura podría cambiar
poniendo medios que informaran de la nueva situación del sector y creando
incentivos para la participación activa de los consumidores en el mercado.
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Esta inercia provocada por la cultura intervencionista que se formó entorno al
sistema eléctrico regulado exige que exista un periodo transitorio entre el sistema
tarifario actual y el aquí propuesto. Si no fuera así, muchos consumidores
permanecerían acogidos al suministro de último recurso llevados por la inercia.
Por este motivo, se propone que, durante un periodo de cuatro o cinco años, se
introduzca una penalización suficiente en la tarifa de último recurso que sirva
como incentivo real al paso a mercado y que permita cierto margen de actuación
a las comercializadoras para facilitar la entrada de agentes. Esta penalización iría
destinada a la recuperación del déficit de tarifa. Este apoyo económico a la
comercialización tiene su sentido en la necesidad que existe de agilizar la entrada
de nuevos agentes al haberse frenado por medio de medidas regulativas
incorrectas.
No se considera necesario mantener un sistema de penalizaciones sobre la tarifa
de último recurso una vez que el mercado minorista se encuentre en una situación
saludable y se haya vencido la resistencia al cambio inicial de los consumidores
domésticos. Si bien se asume que puede crearse cierto nicho de consumidores
que permanezca en el suministro a tarifa debido a la ausencia de penalizaciones,
se entiende que, en el caso de estos consumidores, el atractivo del mercado no
sería suficiente para vencer los costes de cambio y que, por lo tanto, obligarles a
acudir al mercado no tendría porqué ser más eficiente que permitirles permanecer
en el suministro a tarifa. Lo que no se debe permitir en este caso es que estos
costes de cambio se perciban mayores de lo que son, para lo cual deberían
establecerse una serie de medidas que favorecieran la aparición de la cultura de
mercado en el consumo de electricidad.
Una medida que exige el periodo transitorio es que la eliminación de la tarifa
integral se realice progresivamente. Se podría realizar por grupos tarifarios, ya
que resulta más fácilmente asimilable la nueva situación para los grandes
consumidores que para los pequeños, debido a que los primeros poseen un poder
de negociación y unas habilidades para participar en el mercado que difícilmente
llegarán a alcanzar alguna vez los segundos.
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Durante el tiempo que se mantenga la tarifa integral, deberá imputarse sobre ella
parte del déficit de tarifa pendiente de recuperar, de manera que la penalización
de la que antes se hablaba adquiera sentido también en la tarifa integral. El resto
del déficit se repercutiría sobre la tarifa de acceso siguiendo criterios de
eficiencia similares a las tarifas Ramsey. Aunque esta medida pueda resultar
contradictoria con los principios de causalidad y de equidad, ha de considerarse
que, si se logra una migración masiva a mercado y se repercute todo el déficit
sobre la tarifa integral y sobre la tarifa de último recurso, podría llegar a alargarse
infinitamente su recuperación. Además, se debe tener en cuenta que el déficit
debería ser repercutido sobre los consumidores que tenían un suministro a tarifa
cuando se dieron los desvíos económicos y que, si existe esta migración masiva
al mercado, estos consumidores compensarían los desvíos por medio de la tarifa
de acceso. A la hora de decidir cuál es la proporción del déficit que se asigna a
cada tarifa, se debe tener en cuenta, además de otros aspectos ya comentados, que
habrá consumidores en el mercado pagando parte del déficit que no colaboraron a
crear. Sin embargo, si se parte de una situación inicial como la actual, donde la
proporción de demanda que participa en el mercado es minoritaria, si se aplica
bien el criterio de maximizar la eficiencia de los consumos a la hora de repercutir
el déficit en la tarifa de acceso, ésta puede ser una solución de compromiso viable
para la recuperación del déficit de tarifa.
El tercer gran problema que se ha tratado en esta tesis es el tratamiento del
suministro a los grandes clientes interrumpibles, cuyas tarifas actualmente se
reducen como contraprestación por el servicio de interrumpibilidad. Como se ha
expuesto anteriormente, la solución aquí propuesta incluye la eliminación
completa de las tarifas para este tipo de consumidores. Tras estudiar las
posibilidades que existen para fijar la contraprestación de este servicio, se
considera que la más apropiada consiste en establecer una serie de contratos de
interrumpibilidad con el operador del sistema, que es el principal beneficiado por
este servicio como representante de todos los usuarios del sistema eléctrico. De
esta manera, la valoración del servicio se haría de manera transparente. El valor
de la interrumpibilidad podría compararse al del servicio de garantía de potencia
que proveen los generadores.
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El cuarto problema que se ha tratado y que ya se ha mencionado en este
planteamiento de soluciones, es la escasa participación de los consumidores
domésticos en el mercado. Se llegó a la conclusión de que esta escasa
participación se debía a la resistencia al cambio que les caracteriza. Ya se ha
considerado este factor a la hora de plantear las bases de un nuevo sistema
tarifario. Sin embargo, se considera que es necesario tomar medidas específicas
para aliviar este problema de manera poco traumática. Además de la
conveniencia de realizar una campaña informativa sobre el nuevo funcionamiento
del sector, se ha evaluado la posibilidad de realizar una instalación generalizada
de contadores de última generación con un doble fin: que los comercializadores
puedan hacer unas ofertas más variadas y atractivas al incluir como variable el
perfil de consumo de sus clientes y la posibilidad de incluir restricciones en estas
ofertas en línea con la política de eficiencia energética y ahorro.
En la discusión de la viabilidad de la instalación masiva de contadores con
registros horarios y telemedida, se concluyó lo siguiente sobre las ventajas que
supondría la adopción de esta medida:
− A los clientes industriales les aportaría valor por el ahorro que pueden
obtener al disponer de una oferta amplia y ajustada a sus consumos.
− En el caso de los consumidores domésticos, el valor aportado es menor y
la percepción de este valor resulta despreciable.
− El valor para la distribuidora se mide en ahorro de costes de lectura. La
rentabilidad resulta bastante discutible.
− El valor de la instalación de estos equipos en consumos domésticos para
el Estado es limitado porque también lo es la posibilidad de hacer gestión
de la demanda en estos consumos.
− El valor para la comercialización es claro. Supone una oportunidad para
flexibilizar las ofertas.
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En el caso en que se decidiera tomar esta medida, pueden aparecer una serie de
conflictos que conviene no obviar como, por ejemplo:
− Cómo asignar las prioridades entre los consumidores para la instalación
de los equipos. Se debe considerar que la magnitud de la operación no
permitiría realizar un cambio en un tiempo lo suficientemente breve como
para que todos los consumidores se beneficiaran simultáneamente de esta
medida.
− Cómo definir la propiedad de los contadores. Dado que los únicos
consumidores que obtendrían beneficios directos percibidos serían los
grandes consumidores, el resto no verían el atractivo de adquirirlos en
propiedad. La alternativa razonable es que, tal y como ocurre
actualmente, exista la posibilidad de alquilarlos, en cuyo caso el
propietario sería el distribuidor. En este caso, se debería revisar la
remuneración de la distribución para incluir una retribución para la
inversión necesaria.
La recomendación en este caso es que se sea conservador. Existe la posibilidad
de dejar la instalación de los nuevos equipos a la elección del cliente una vez que
hubiera estudiado las ventajas que la ofrecieran las ofertas de las
comercializadoras. La alternativa de hacer una instalación generalizada tiene la
gran ventaja de actualizar un parque de contadores con una nueva tecnología que
tarde o temprano quedará obsoleta. Además, se contribuiría al desarrollo del
mercado minorista, ya que ampliaría las oportunidades de los comercializadores
y se agilizaría el proceso de cambio de suministrador al no existir desfases entre
el momento del cambio y el momento de la lectura. Sin embargo, esta decisión
debe tomarse a partir de una política consensuada entre el gobierno y los agentes
distribuidores, ya que exige un gran apoyo gubernamental. Se debe considerar
que el cambio tecnológico en los equipos de medida se está generalizando en los
mercados desarrollados, aunque aún está por probar el valor. El éxito de esta
medida dependería de la regulación que se estableciera.
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Una de las conclusiones que se extrajo del estudio de mercados como el nórdico
y el del Reino Unido, es la conveniencia de establecer una serie de mínimos en el
tratamiento de las comercializadoras a ciertos clientes que se pudieran considerar
vulnerables, tales como ancianos o discapacitados. Para ellos, podrían exigirse
requisitos en la facturación, como el envío de copias de facturas a familiares o el
empleo del lenguaje Braille para clientes invidentes. Otras medidas de protección
no imprescindibles podrían dejarse a merced de la decisión de las
comercializadoras, ya que también pueden existir ciertas oportunidades en la
oferta de estos servicios. De todas formas, estos consumidores siempre tendrían
la posibilidad de acogerse a la tarifa de último recurso, por lo que no estarían
desamparados por el Estado.
Otra conclusión que se extrajo del estudio de otros mercados es que podría ser
necesario establecer un plan específico de fomento del cambio de
comercializador al estilo de los realizados en Noruega o en el Reino Unido.
Aunque ésta es una posibilidad que no se descarta, se entiende que actualmente
no tiene sentido tomar este tipo de medidas, ya que existen graves problemas que
interferirían en su éxito. Sin embargo, una vez que la regulación se adaptara para
el correcto funcionamiento del mercado minorista, se podría optar por este tipo
de planes para modificar las conductas de los consumidores que mostraran
oposición al cambio de sistema de suministro.
Una de las barreras de entrada más importantes que se han estudiado en esta tesis
es la existencia de grupos empresariales que integran negocios de distribución y
comercialización
libre.
Esta
integración
posibilita
el
acceso
de
la
comercializadora a la información sobre los consumos de clientes regulados,
mientras que para las comercializadoras independientes no existe esta
posibilidad. Tras evaluar las distintas propuestas y los requisitos que marca la
Directiva 2003/54/CE sobre separación de negocios de suministro y de red, se ha
llegado a la conclusión de que resulta casi imposible imponer más restricciones
en este sentido de las que existen actualmente.
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Otras propuestas aquí estudiadas sugieren la posibilidad de crear una oficina
centralizada que controlara el flujo de información y que aglutinara los datos que
podrían ser accesibles para todos los agentes. Del análisis de los resultados
obtenidos con esta medida en el Reino Unido se puede extraer la conclusión de
que probablemente surtiría efecto, al menos, por posibilitar el acceso a cierta
información a todos los comercializadores y por funcionar como intermediario
del cambio de suministrador, limitando así el margen de coacción de los
distribuidores sobre los consumidores conectados a su red con el fin de
convencerles de forma ilícita de que contraten el suministro con la
comercializadora de su mismo grupo empresarial.
Sin embargo, debido a que esta medida podría suponer unos costes
extraordinarios, lo que aquí se propone es normalizar el proceso de cambio de
suministrador de manera que no existiera contacto entre el distribuidor y el
consumidor, siguiendo una metodología similar a la propuesta por NordReg y
estudiada en el apartado correspondiente. De esta manera, se eliminaría el coste
añadido que supondría la intermediación de la agencia centralizada. Esta medida
se debería complementar con la asignación de la tarea de supervisión del flujo de
información a un órgano facultado que, en el caso español, podría ser la misma
Comisión Nacional de la Energía.
Por último, se desea hacer una llamada de atención sobre la organización que se
está buscando para el Mercado Ibérico de Electricidad. Ya se ha explicado cómo
la falta de desarrollo de la contratación a plazo afecta a la viabilidad del negocio
comercial por no existir herramientas para la gestión del riesgo de mercado.
Actualmente se pretende dar liquidez a un mercado a plazo incipiente mediante la
imposición a los agentes de negociar cierta cuota de su energía en este mercado.
Sin embargo, aunque es innegable que esta medida facilita que los agentes
participantes aprendan a operar en el nuevo mercado, se requeriría otro tipo de
medidas que permitieran aparecer los riesgos naturales del mercado para que se
desarrolle el mercado a plazo naturalmente. La manera de lograrlo consiste en
limitar la intervención del Estado en el mercado por medio de limitaciones de
precio. Esta es la situación que se daba en el mercado español hasta la abolición
de los CTC, ya que su metodología de cobro hacía que el precio se estabilizara
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entorno a un precio de referencia fueran cuales fueran los costes reales de
producción. Tras la abolición de los CTC, vuelve a existir una nueva limitación
de precios con el establecimiento, mediante el Real Decreto Ley 3/2006 de un
precio de referencia al que, en la práctica, se realiza un gran porcentaje de la
energía negociada en el mercado spot. Finalmente, otra limitación de precios que
interfiere en la actuación de los agentes es la tarifa eléctrica, ya que, en el caso en
que se desarrollara un mercado minorista real, no sería posible una subida de
precios por encima de la tarifa.
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4.2. Conclusiones
Esta tesis se planteó como un estudio exhaustivo de la regulación del sector
eléctrico español y del funcionamiento del mercado para buscar los
impedimentos para que en España exista una liberalización completa, así como
para estudiar las posibles soluciones para estos impedimentos. Durante este
estudio, se han llegado a localizar problemas concretos y específicos del mercado
minorista. Igualmente, se ha identificado la naturaleza de estos problemas,
clasificándolos como de índole regulatoria, estructural o cultural. También se
analizaron los impedimentos que ofrecen determinadas reglas del mercado
mayorista para el desarrollo de la comercialización. Se concluyó que resulta
absolutamente necesario un funcionamiento razonable del mercado mayorista
para poder tomar medidas específicas para el desarrollo de la comercialización,
dado que de otra manera resultaría imposible comprobar el efecto de estas
medidas durante el período de adaptación de los agentes a las nuevas reglas de
juego. Por lo tanto, para poder plantear soluciones para los problemas específicos
de la comercialización, se parte de una situación de funcionamiento razonable en
el mercado mayorista.
La búsqueda de soluciones se realizó principalmente mediante el análisis de
determinadas reglas o bases de funcionamiento características de mercados
extranjeros de referencia. Aunque se han estudiado las singularidades de estos
mercados que pudieran resultar beneficiosas para el mercado español, se mantuvo
una visión crítica ante su posibilidad de implantación en España debido a que el
entorno, la estructura y los factores culturales podrían ser determinantes para la
viabilidad de una solución. Sin embargo, resultó un estudio de gran utilidad al
aportar distintas perspectivas de situaciones parecidas a las que se pretendía
encontrar solución. Las principales alternativas que se evaluaron a partir del
estudio de mercados eléctricos extranjeros fueron las relativas a problemas
derivados de la relación entre distribuidoras y comercializadoras, los obstáculos
para el cambio de suministrador, la instalación masiva de contadores horarios y
las medidas sobre el consumo doméstico para incentivar su participación en el
mercado.
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Se pretendía realizar un estudio comparativo de los procesos de liberalización del
gas natural y de la electricidad. Debido a las limitaciones de tiempo y a que se
consideraron prioritarios los desarrollos de otros temas que en un primer
momento no se plantearon, el estudio se quedó en un análisis superficial. Sin
embargo, este estudio permitió extraer ciertas conclusiones razonables sobre el
funcionamiento de ambos procesos de liberalización que. Estas conclusiones se
pueden resumir en que existe una interferencia de los problemas del sector
eléctrico en el consumo eficiente de gas y en la gran interferencia que supone que
no se establezca una metodología ortodoxa para el cálculo de la tarifa en el
desarrollo de un mercado paralelo.
En el planteamiento de soluciones, se ha mantenido la coherencia en las distintas
propuestas que relacionaban distintos problemas. Se ha analizado la viabilidad
económica y política de cada uno de los planteamientos y se han estudiado las
condiciones que deberían darse para su implantación exitosa. Por estos motivos,
se considera que las propuestas se han realizado de manera rigurosa y el
planteamiento resulta, si no demasiado original, coherente, viable y robusto.
Conviene resaltar algunas conclusiones generales a las que se ha llegado. En
primer lugar, para realizar este tipo de estudios, no se debe partir de premisas
muy rígidas que limiten la visión. No se debe asumir que las determinaciones
comúnmente adoptadas han de ser necesariamente solución para todos los
problemas. En este sentido, ha de pensarse que establecer un sistema de mercado
sin restricciones regulatorias puede no ser el planteamiento adecuado para el
sistema eléctrico Español, aunque sí puede serlo si se establece en un entorno con
la estructura y la regulación adecuada. Para ello, se ha de confiar en el sistema de
mercado y permitir que funcione del modo más natural, interviniendo en su
funcionamiento lo necesario para lograr que el mercado alcance su punto óptimo
de operación sin violar ciertas restricciones sociales que el Estado debe
garantizar, pero evitando tomar medidas intervencionistas cuando el resultado del
mercado resulte inconveniente para el cumplimiento de objetivos políticos
injustificados.
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En este sentido, es adecuado resaltar que resulta complicado alcanzar un sistema
eléctrico debidamente liberalizado sin que exista un compromiso político para
alcanzar una situación estable y evitar los continuos cambios de las reglas de
juego. Sin este compromiso, resulta imposible lograr la estabilidad necesaria para
que los agentes operen confiados en el mercado y para que la entrada de nuevas
empresas haga tender la evolución de la estructura del sector hacia una más
competitiva que facilite el correcto funcionamiento del mercado.
Las soluciones planteadas se han centrado en el problema que supone el sistema
tarifario actual. Se ha propuesto un sistema que permite la operación eficiente de
los agentes en el mercado minorista sin que se vulnere el derecho al suministro de
electricidad de los consumidores. Este sistema se basa en establecer un
suministro de último recurso en paralelo con el mercado minorista y basado en
una tarifa que envía las señales de precio adecuadas para incentivar al
consumidor a participar en el mercado. También se plantea un sistema transitorio
que permita alcanzar el punto de operación óptimo de forma gradual.
En definitiva, se puede concluir que para que funcione el mercado en grandes
clientes sólo hace falta eliminar la tarifa, mientras que para que funcione el
mercado doméstico, se requiere un gran apoyo gubernamental acompañado de
medidas regulativas coherentes con la apuesta por un sistema de mercado.
La gran cantidad de información analizada para la realización de esta tesis
permitiría ampliar enormemente sus objetivos y su contenido. Sin embargo, se
entiende que el estudio resulta lo suficientemente extenso y profundo como para
considerarlo la pequeña pero robusta aportación que se buscaba. No obstante,
existen multitud de fuentes de información aún por estudiar que podrían hacer de
esta tesis algo más valioso. Se proponen aquí como futuros desarrollos la
elaboración una metodología completa de cálculo de tarifa, la ampliación del
estudio de otros mercados para la búsqueda de nuevos planteamientos, una
profundización en la comparativa de los mercados de gas y electricidad, el
estudio más profundo de los impedimentos que ponen al desarrollo de la
comercialización determinadas reglas del mercado mayorista, y un estudio más
concreto sobre medidas para adaptar el entorno cultural al mercado.
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Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
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[PAHK05] “Mercados electrónicos en el sector energético y de combustibles”
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[PARL96] Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y el Consejo de 19 de
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electricidad.
[PARL01] Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y el Consejo de 27 de
septiembre de 2001 relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de
fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad.
[PARL03] Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y el Consejo de 26 de
junio de 2003 sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad y
por la que se deroga la Directiva 96/92/CE.
[PARL03] "Propuesta de Directiva del Parlamento Europeo y del consejo sobre
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[REAL02] REAL DECRETO 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se
regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de
acceso a las redes en baja tensión.
[REAL00] REAL DECRETO 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se
regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
[REDEYY] "Boletín estadístico de energía eléctrica. Enero 2005-Junio 2005".
REE.
[REDE02] “Respuestas a las cuestiones planteadas por la CNE y el ERSE en el
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Enero de 2002.
[REDE04] "Informe anual 2004". REE.
[RODR03] “Balance y liquidación de energía de los clientes de baja tensión tras
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[SPIEYY] “Why Use Power Marketers? The Paradox of Saving Money by
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Revisión de la Regulación del Mercado Minorista de Electricidad para una Liberalización completa
Anexo II
Relación de acrónimos
ACE
ACIE
AGS
APX
AT
BETTA
BM
BT
CE
CEE
CNE
CTC
DEE
DEFRA
DGGE
DTI
EDA
EDF
EEA
EEM
EEX
ENEL
ENS
ERA
ERSE
GOAL
ICP
INE
IPC
IPP
LB
LO
LSE
MAP
MEH
MIBEL
MINECO
MITC
Asociación de Consumidores de Electricidad
Asociación de Comercializadores Independientes de Electricidad
Adquisición de energía Eléctrica y gestión del Sistema
Amsterdam Power Exchange
Alta Tensión
British Electricity Trading and Transmission Arrangements
Balancing Mechanism
Baja Tensión
Comisión Europea
Comercialización de Energía Eléctrica
Comisión Nacional de la Energía
Costes de Transición a la Competencia
Distribución de Energía Eléctrica
Department for Environment Food and Rural Affaire
Dirección General de Geología y Energía
Department of Trade and Industry
Electricidade dos Açores
Electricité de France
Empresa de Electricidad de las Azores
Empresa de Electricidade de Madeira
European Energy Exchange
Ente Nazionale per l’Energia Elettrica
Energia no Suministrada
Energy Retail Association
Entidad Reguladora de los Servicios Energéticos
Generator Ordering And Loading
Interruptor de Control de Potencia
Instituto Nacional de Estadistica
Índice de Precios al Consumo
Independent Power Producer
Libro Blanco
Ley Orgánica
Ley del Sector Eléctrico
Ministerio de Actividades de Producción
Mercado Ibérico de Electricidad
Mercado Ibérico de Electricidad
Ministerio de Economía
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
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MO
Meter Operator
MPE
Ministerio de Petróleo y Energía
MRA
Master Registration Agreement
MRASCo MRA Service Company Limited
MT
Media Tensión
NETA
New Electricity Trading Arrangements
NGC
National Grid Company
NVE
Dirección de Recursos Hidrológicos y de Energía de Noruega
OFGEM Office of Gas and Electricity Markets
OFREG Office for the Regulation of Electricity and Gas
OM
Operador del Mercado
OMEL Operador del Mercado Eléctrico
OMIP
Operador del MERCADO IBERICO A PLAZO
OPA
Ofertas Públicas de Acciones
OS
Operador del Sistema
OSER
Old Supplier Estimate Read
OTC
Over The Counter
PES
Public Electricity Supplier
PPP
Pool Purchase Price
PSP
Pool Selling Price
PYMES Pequeñas y Medianas Empresas
RD
Real Decreto
RDL
Real Decreto Ley
REC
Regional Electricity Company
REE
Red Eléctrica de España
ROC
Renewables Obligation Certificates
RT
Regulamento Tarifario
STC
System Operator and Transmission Ownwer Code
TSO
Transmission System Operator
UE
Unión Europea
UF
Unión Fenosa
UK
United Kingdom
UKPX
United Kingdom Power Exchange
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