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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

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

I

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.

II

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

III

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.

Indice 1. Introducción

1.1 Motivaciones y Objetivos 1 1.2 Estructura del Documento 3 1.3 El Régimen de Mercado y la Intervención Estatal 5 1.4 El Negocio de la Comercialización 10 1.5 La Comercialización y la Tarifa 18

2. Planteamiento 2.1 Análisis de la Situación Actual 23 2.2. Localización de Problemas 27 2.2.1. La Tarifa Eléctrica 27 2.2.2 Barreras de Entrada 35 2.2.3 Mercado Mayorista 39 2.2.4 Participación de la Demanda en el Mercado 44

3. Discusión

3.1 Mercados Extranjeros 51 3.1.1. Reino Unido 53 3.1.2. Países Nórdicos 72 3.1.3. Alemania 98 3.1.4. Italia 105 3.1.5. Portugal 112

3.2. Comparativa de los procesos de liberalización de la electricidad y del Gas Natural 131

3.3. Estudio de otras propuestas 134 3.4. Requisitos de la Separación de Actividades 147 3.5. Contadores Horarios 153

3.6. El Suministro a los Grandes Consumidores 158

4. Conclusiones

4.1. Planteamiento de Soluciones 161 4.2. Conclusiones 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

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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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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:

[ ])()()( CTppUTMaxpBSNMax pp −⋅+⋅−= ππ


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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:

CMUMP

CTP

UT=→=

∂∂

−∂

∂ 0

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:

[ ]CpMax p −⋅π

Donde:



• C son los costes de producción


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( ) CMP

Cp=→=

∂−⋅∂

ππ 0 (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:

[ ]pUMax p ⋅− π

Donde:



• U es la utilidad del agente comprador


( ) UMP

pU=→=

∂⋅−∂

ππ 0 (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).

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.

generación trading comercialización cliente


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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: 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.

Captación de clientes

Generación de contratos

Vinculación a la red

Gestión de cartera

Administración de contratos

Atención post-venta

Marketing

Ventas

Cálculo de ofertas

Negociación

Formalización de contratos

Alta de clientes

Equipo de medida

Actualización de compras

Órdenes de servicio

Inspección preventiva

Inspección correctiva

Previsión de demanda

Programación y desvíos

Compras de energía

Gestión de riesgos

Lectura

Pago de peajes

Facturación

Cobro

Atención incidencias

Atención reclamaciones

Nuevos servicios

Renovación


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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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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.

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

COMERCILIZACIÓN DISTRIBUCIÓN-COMERCIALIZACIÓN

GENERACIÓN-COMERCIALIZACIÓN

Estructura de las Cuentas de Resultados

RESULTADONETO

IMPUESTOS

INTERESES

AMORTIZACIÓN

GASTOSPERSONAL

COSTE VENTASY GASTOSEXTERNOS

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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13

8782

18

90

10

0%20%40%60%80%

100%

COMERCIALIZACIÓN GENERACIÓN-COMERCIALIZACIÓN

Estructura del Activo

FIJO CIRCULANTE

Gráfica 2. Estructura del Activo por negocio

FUENTE: UNESA

9

73

18

87

85

90

37

0%

20%

40%

60%

80%

100%

COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN-COMERCIALIZACIÓN


Estructura del Activo

Inmovilizado NOF Resto circulante

Gráfica 3. Estructura del Activo por actividades

FUENTE: UNESA


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11

71

18

48

47

5

46

47

7

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN-COMERCIALIZACIÓN


Estructura de pasivo

Recursos Propios Deuda 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 compra-

venta 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.

Bilateral OrganizadoOrganizado OrganizadoBilateral Bilateral

FísicoFísico Financiero

Spot A plazo

Alemania Alemania

UKUKEspaEspaññaa

Alemania Alemania UKUK

PaPaííses ses NNóórdicosrdicos

ItaliaItalia

Alemania Alemania

UKUK

ItaliaItalia

OMIPOMIP


Italia Italia

AlemaniaAlemania

EspaEspaññaa

OMIPOMIP

AlemaniaAlemania


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. 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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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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− 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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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.

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80%

Vattenfall

Fortum

Statkraft

e.on

Otros

Noruega Suecia Finlandia 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.


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.


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.


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

tarifas fijadas por suministrador pero auditables (regulación ex post) Finlandia Dominante dominante 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.


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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- 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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- 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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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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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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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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- 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.


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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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.


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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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.


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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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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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.


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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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


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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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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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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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.


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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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.


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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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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- 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.


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


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.


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.


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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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.


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.


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.


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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AgenteComercial

del SEPPVs DVs

PNV CNV

CONTRATO VINC.CONTRATO VINC.

CONTRATOS DECORTA DURACIÓN LIBRE

LIBRE

SEP

SENV

GARANTIA DEABASTECIMENTO

GARANTIA DEABASTECIMENTO

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 del Sistema GESTIÓN GLOBAL DEL SISTEMA DE TRANSPORTE Política Energética

Compensación Sistemas Archipiélagos

RNT CAE

COMPRA Y VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Distribución de Energía Eléctrica

OPERADOR DE RED DE DISTRIBUCIÓN

Comercializador de Redes

Compra y Venta de Acceso a la Red de Transporte EDP - Distribuçao de energia, S.A. Compra y Venta de energía eléctrica

COMERCIALIZADOR REGULADO

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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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 De Liberalización De La Electricidad Y Del Gas Natural 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 la Asociación de Consumidores de Electricidad 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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Anexo I

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Anexo II

Relación de acrónimos

ACE Asociación de Consumidores de Electricidad ACIE Asociación de Comercializadores Independientes de Electricidad AGS Adquisición de energía Eléctrica y gestión del Sistema APX Amsterdam Power Exchange AT Alta Tensión BETTA British Electricity Trading and Transmission Arrangements BM Balancing Mechanism BT Baja Tensión CE Comisión Europea CEE Comercialización de Energía Eléctrica CNE Comisión Nacional de la Energía CTC Costes de Transición a la Competencia DEE Distribución de Energía Eléctrica DEFRA Department for Environment Food and Rural Affaire DGGE Dirección General de Geología y Energía DTI Department of Trade and Industry EDA Electricidade dos Açores EDF Electricité de France EEA Empresa de Electricidad de las Azores EEM Empresa de Electricidade de Madeira EEX European Energy Exchange ENEL Ente Nazionale per l’Energia Elettrica ENS Energia no Suministrada ERA Energy Retail Association ERSE Entidad Reguladora de los Servicios Energéticos GOAL Generator Ordering And Loading ICP Interruptor de Control de Potencia INE Instituto Nacional de Estadistica IPC Índice de Precios al Consumo IPP Independent Power Producer LB Libro Blanco LO Ley Orgánica LSE Ley del Sector Eléctrico MAP Ministerio de Actividades de Producción MEH Mercado Ibérico de Electricidad MIBEL Mercado Ibérico de Electricidad MINECO Ministerio de Economía MITC 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

revisiÓn de la regulaciÓn del mercado minorista de ... · localización de problemas 27 2.2.1. la...

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