“Proponemos que no haya cupos para el sector fotovoltaico”

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PREGUNTA. ¿En qué momento y por qué motivo nace la Asociación Empresarial Fotovoltaica?

RESPUESTA. Nosotros nacemos en un momento delicado, marcado por la revisión, absolutamente necesaria e imprescindible, de sacar un nuevo Real Decreto que regule la energía solar fotovoltaica. En este contexto, observamos la aparición de mensajes y propuestas erráticas que, las compañías que formamos AEF, no acabamos de comprender. Esto se une a que entendemos la importancia que tiene para nuestro sector la nueva propuesta de Industria de reordenar la regulación de esta energía. Aunque nosotros la entendemos a medio y largo plazo, puesto que las inversiones de las empresas fotovoltaicas son inversiones que se amortizan con un mercado de tamaño determinado, ya que son inversiones de tipo industrial. Estas razones nos hicieron pensar que teníamos que defender estos intereses en primera persona y, de ahí, que nazca la Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF).

PREGUNTA. ¿Cuál es la valoración de AEF ante el proyecto de ley presentado por el Ministerio de Industria y, en especial, después de que la Comisión Nacional de Energía haya remitido un informe favorable sobre este borrador?

RESPUESTA. Tanto el borrador del Real Decreto propuesto por Industria, como el informe elaborado por la Comisión Nacional de Energía, que he podido leer junto a dos de los votos particulares de sus consejeros, tienen cosas positivas, pero también tiene dos importantes ‘handicaps’ para el desarrollo del mercado fotovoltaico.

En primer lugar, el límite o tope de 300 MW anuales de potencia a instalar. En segundo lugar, la tarifa que se quiere imponer. Desde AEF, estimamos que la suma de ambos puntos reduciría cinco veces la cuota de mercado respecto al volumen generado en 2008. Incluso distaría bastante de la realidad y dinámica de nuestro sector.

Todo ello nos hace evaluar y reflexionar sobre el desarrollo del sector fotovoltaico, por lo que desde AEF mantenemos la esperanza de que nuestro mensaje sea entendido y, por tanto, sea corregido. Pensamos que el Gobierno, teniendo en sus manos la tarifa, pueda regular perfectamente el desarrollo del mercado a base de una tarificación previsible, sin necesidad de que se pueda provocar que el desarrollo del sector se dispare. Lo que ha ocurrido en 2008 tiene unas razones evidentes y, es algo que hay que evitar, pero no creemos que una política de cupos de racionamiento sea la solución adecuada.

PREGUNTA. Centrándonos en las propuestas de AEF, ¿cuál es, en concreto, lo que plantea en cuanto a cupo, distribución techo/suelo y retribución frente a lo marcado por el Ministerio de Industria?

RESPUESTA. Queremos un mercado que no tenga cupos, pero que esté regulado únicamente a través de la tarifa. Para AEF la tarifa si debe tener unos objetivos específicos, que nosotros ciframos en unos 800 MW anuales de potencia instalada, que es la capacidad de producción de módulos fotovoltaicos en España para este año. ¿Cómo se regularía esto? Una vez alcanzado el objetivo, la tarifa disminuiría automáticamente. Incluso si el objetivo se alcanza antes del plazo previsto, habría una reducción adicional porque el desarrollo del mercado se estaría produciendo más rápido de lo que la planificación energética permite. Esta es una de las claves de nuestra propuesta, un mercado en que no estén cerradas las puertas ni de la tarifa, ni del volumen, sino que tiene una de ellas abierta y tiene la otra como variable de regulación.

Otra de los elementos que establece nuestra propuesta es la apuesta por la calidad, que AEF considera muy importante. No queremos que ocurra lo sucedido en 2008. Ha habido una fecha límite, con unas condiciones excepcionales y, por ello, ha habido un desconocimiento de lo que iba a ocurrir después. Todo esto ha generado una tensión en el mercado que ha provocado que se aceleren todos los planes para llegar con su proyecto antes del 29 de septiembre. Lo que se iba a hacer en un año, se ha hecho en seis meses. Por eso este año ya se habla de una potencia que oscila entre los 900 y los 1.000 MW instalados, muy por encima de lo que sería la planificación más adecuada. Por consiguiente, claves para AEF, es que no exista cupo y el desarrollo se realice en un marco de calidad.

En cuanto a las primas, nosotros hemos estimado que para tener una zona media buena de insolación, entre 1.300 y 1.400 horas netas, la tarifa tiene que estar en torno a los 35 céntimos de euro, ofreciendo unas tasas de retorno del 8 %, que es a lo que aspira cualquier proyecto de inversión privada en mercados regulados.

PREGUNTA. ¿Cuáles son los elementos diferenciales de su propuesta?

RESPUESTA. En primer lugar, nosotros entendemos que no deben existir cupos, frente a otras posiciones sectoriales. Una estructura tarifaria eficiente es suficiente para conseguir todos estos efectos, sin necesidad de acotar el sector.

Por otra parte, no estamos conforme con propuesta que apunten a la discriminación en el tratamiento a las pequeñas instalaciones y al tratamiento a las instalaciones más grandes, en cuanto al escalado en función de la potencia de instalación se refiere. Nosotros creemos en la segmentación del mercado, no en las instalaciones grandes y pequeñas, sino en las instalaciones en edificios, en cubiertas y en suelo. Por tanto, entendemos que no debe haber discriminación por el tamaño de las mismas.

AEF cree que las instalaciones en suelo deben buscar la eficiencia y cuanto más baratas puedan ser, mejor. Además, hay que desarrollar el mercado de instalaciones en los tejados en España, cuestión todavía muy incipiente en la actualidad, eso está claro. No será tan fácil como en Alemania, donde la orientación es mucho mejor y los tejados están mejor preparados para soportar pesos, debido a que nieva con abundancia.

Los avales en el Régimen Especial de electricidad fototoltaica en el R.D. 661/2007

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La inclusión en el régimen especial de producción eléctrica se vehicula a través del instituto de la autorización (Art. 4.2): si se cumplen los requisitos técnicos de potencia, y de generación a través de las fuentes renovables que se especifican en el cuerpo del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial (BOE n. 126 de 26/5/2007), se es elegible para ser declarado productor en régimen especial, con las beneficiosas consecuencias en el orden económico que ello atraiga ulteriormente.

De modo que la autorización que instituye el reglamento 661/2007 no “autoriza” la actividad, en el sentido que de ella no se deriva el permiso de llevar a cabo generación eléctrica -pues la regla es la de libertad de establecimiento-, sino que a través de autorización se solicita recibir la consideración de estar incurso en el Régimen Especial, a efectos de remuneración especial de la potencia.

Ahora bien, la identidad de quién resulte ser ente autorizante en el sentido que más arriba se comenta no siempre está clara, pues disponen de esta particular facultad el Estado como aquellas Comunidades Autónomas que hayan asumido competencia en la materia. Particularmente, las instalaciones de producción eléctrica que abarquen el territorio de más de una Comunidad se someten al primero (Art. 4.2.a, y 6.1).

Es perfectamente plausible que el alud de solicitudes de inclusión infundadas, experimentado en los primeros momentos de la instauración de dicho Régimen, generase costes injustificados para las distribuidoras eléctricas aludidas, quienes se verían obligadas a inmovilizar importantes recursos económicos de antemano para preparar proyectos e infraestructuras de interconexión a la red que luego quedarían en la nada, y que ello explicara la dicción de los artículos 59 bis y 66 bis del RD 1955/2000 según modificado por el Reglamento 661/2007, exigiendo prestación de cuantiosos avales junto con la solicitud de acogimiento al Régimen Especial.

El resultado de actos administrativos previos como causa de ejecución

La disparidad de entes autorizantes (Estado-Comunidades Autónomas) o incluso incertidumbre, en los casos de líneas eléctricas limítrofes, haría ver como mucho más operativo designar una única autoridad como depositaria de estos avales, cosa que explicaría porqué ambas adendas, -59 y 66 bis del RD 1955/2000 según modificado por el Reglamento 661/2007-, designan a estos efectos la Dirección General de Minas como entidad depositaria. Pero en todo caso, si éste fuera el contexto que explica los preceptos 59 y 66 bis, no se hallaría problema en ver que el sentido de los “actos administrativos previos” a tener en cuenta para la ejecución o devolución del aval no es otro que el conjunto de permisos administrativos que como by-product, se deban solicitar colateralmente en relación con la realidad física del proyecto técnico (conformidad medioambiental de la instalación, licencias municipales, etc.). Es decir: aunque cierta instalación no haya sido finalmente llevada a la práctica debido a que el informe medioambiental acabaría pronunciándose negativamente, obvio es que no por ello la solicitud de inclusión en el Régimen Especial fue infundada, y el aval deberá devolverse.

Si esta fuera la interpretación auténtica de la nueva dicción del Reglamento, el universo de casos parecería simplificarse extraordinariamente: el resultado negativo de las tramitaciones administrativas colaterales ulteriores determina la devolución de avales, mientras que el resultado positivo pone a la luz la existencia de una retirada temeraria del empresario.

La anterior sería una primera aproximación al concepto de retirada voluntaria del empresario, según estos nuevos artículos 59 y 66 bis, conforme a los cuales (sic.) “se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto”.

Ahora bien, hay otras circunstancias que deberían también quedar contempladas bajo esta causa de devolución de avales por equivalencia aunque su naturaleza no consista exactamente en el resultado negativo de la petición de un permiso colateral.

Ello se daría siempre y cuando el empresario hubiera sufrido vulneración del principio de confianza legítima en la actuación de la administración a cargo de la cual pendían alguno de los permisos: obviamente casos en que existiera posibilidad, en efecto, de obtención de permiso colateral positivo, sí, pero contra abono de tasa que resultaría mucho mayor que la inicialmente informada, debido a, -p. Ej.-, error de liquidación del ente administrativo, etc., serían paradigmáticos de esta excepción a tenor de sentencias como la de la Sección 3 de la sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Supremo, de 14 febrero 2007:

El principio de protección de la confianza legítima, que ha sido acogido por la jurisprudencia de esta Sala del Tribunal Supremo (entre otras, en las Sentencias de 1 de febrero de 1990 (RJ 1990, 1258) (F. 1º y 2º), 13 de febrero de 1992 (RJ 1992, 1699) (F. 4º), 17 de febrero (RJ 1997, 1147), 5 de junio (RJ 1997, 4599) y 28 de julio de 1997 (RJ 1997, 6890)), se consagra en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre (RCL 1992, 2512, 2775 y RCL 1993, 246), tras su modificación por la Ley 4/1999 (RCL 1999, 114, 329), que en su artículo 3, cuyo número 1, párrafo 2º, contiene la siguiente redacción: «Igualmente, deberán (las Administraciones Públicas) respetar en su actuación los principios de buena fe y de confianza legítima».

El contexto aplicativo de estos principios jurídicos se advierte en la exposición de motivos de la citada Ley procedimental administrativa, cuando afirma: «En el título preliminar se introducen dos principios de actuación de las Administraciones Públicas, derivados del de seguridad jurídica. Por una parte, el principio de buena fe, aplicado por la jurisprudencia Contencioso-Administrativa incluso antes de su recepción por el título preliminar del Código Civil (LEG 1889, 27). Por otra, el principio, bien conocido en el derecho procedimental administrativo europeo y también recogido por la jurisprudencia Contencioso-Administrativa, de la confianza legítima de los ciudadanos en que la actuación de las Administraciones Públicas no puede ser alterada arbitrariamente».

En la medida en que la decisión del ente retentor de avales queda en todo caso sometida al imperio de la Jurisdicción Revisora, los casos en que el empresario sufriera ejecución indebida de avales por una conducta poco reflexiva o “mecanizada” de la Dirección General de Minas en el sentido más arriba comentado, los mismos recibirían en último término enmienda por la vía del recurso.

Por el mismo criterio de confianza legítima y seguridad jurídica más arriba mencionado mutatis mutandis, creemos que debería originarse la posibilidad en el empresario de retractarse de la solicitud sin sufrir ejecución del aval por causa del resultado de los actos administrativos previos en los casos en que alguna de las administraciones responsables de validar alguno permisos colaterales se demorara anormalmente en su resolución por culpa exclusivamente atribuible a la misma, emitiendo informe positivo en un tiempo en que el acta de puesta en servicio de la instalación antes de septiembre de 2008, (en tanto que fecha límite para acogerse al régimen de Retribución Alta), resultara irrazonablemente gravoso y apresurado al empresario por causa de esta dilación; plazo éste último, de septiembre de 2008, que es el que resulta de la Resolución de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaría General de Energía, por la que se establece el plazo máximo de mantenimiento de la tarifa regulada para la tecnología fotovoltaica, en virtud de lo establecido en el artículo 22 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

Los requerimientos negativos de información como causas de ejecución

Cabe examinar sin embargo una segunda constelación de supuestos que, a diferencia de la anterior, reside completamente al margen del terreno de los permisos colaterales y de los perjuicios que en relación con éstos pueda haber irrogado una mala praxis de alguna de las administraciones con las que el particular ha tenido que entrar en contacto para la tramitación.

Este es el caso de la hipótesis en que un determinado inversor, una vez prestado el aval y habiendo ya llevado a cabo preparativos serios y efectivos para materializar el proyecto, viera ulteriormente decaer su interés en inscribirlo finalmente porque el punto de conexión con la red que le termina siendo adjudicado es tan lejano que la inclusión de este sólo factor de cálculo implica realizar un gasto adicional que situaría el inicio del recobro de la inversión en un periodo de tiempo irrazonablemente dilatado, en el bien entendido que la lex artis del sector establece una lejanía máxima soportable en 200 m. a estos efectos de conexión, para las instalaciones más grandes.

Parecida consideración deberán tener los casos en que el empresario pueda acreditar que en el ínterin que media entra la prestación del aval y la posible acta de puesta en funcionamiento del proyecto ha sobrevenido una fluctuación imprevisible de los precios de mercado de los elementos productivos que se tuvieron en cuenta a la hora de estudiar la viabilidad económica de la inversión (muy importantemente, el precio de las placas de silicio, pero también pudiera serlo el de los herrajes o, dado el caso, el de la mano de obra), que habrán de situar al inversor en la misma posición mentada anteriormente. En tal caso la prueba requerida quedaría circunscrita a la acreditación de que ha sucumbido, entre el momento de la solicitud de acogimiento al Régimen Especial y el momento del desistimiento, un alza de precios en el mercado respecto de alguno de los elementos constructivos que escapa de los parámetros normales de previsión, como puedan serlo los índices de inflación conforme al IPC, y similares

Siempre que el empresario aportase cumplida prueba de todos estos extremos, entendemos que el aval así prestado, habría igualmente cumplido de forma primigenia con su función de aseguración de la realidad legítima del proyecto, y no podría ser ejecutado. Se decía anteriormente que la promulgación de las adendas contenidas en los artículos 59 bis y 66 bis simplemente habría pretendido acallar el alud de solicitudes de inclusión caprichosas o infundadas que se produjo en un primer término, a los efectos de arrojar cifras fiables y que las compañías de distribución pudieran elaborar pronósticos reales para la planificación de sus infraestructuras, a la vez que evitarles el perjuicio indebido de ver inmovilizados recursos e inversiones en vano por causa de previsiones que quedarían frustradas.

Pues bien, en un caso de subida sobrevenida del precio de los materiales que desincentivara un determinado proyecto elegible a la autorización de inclusión en Régimen Especial, lo mismo que en el caso de adjudicación de un punto de conexión a red superior al normalmente soportable de 200 m. para los huertos solares de mayor extensión, así como cualquier contingencia no cognoscible de antemano equivalente, el aval prestado en un primer momento habría cumplido igualmente ya con la función para la que se constituyó de acuerdo con el texto legislativo, siempre que el promotor pueda acreditar la realidad del preparativo.

Es decir, sólo si el promotor en cuestión no acredita la existencia de preparativos serios y efectivos llevados a cabo para la creación de la plataforma fotovoltaica ni acredita adecuadamente los cambios de circunstancias referidos o la adjudicación de punto de conexión en más de la distancia soportable en más de tres meses desde el requerimiento de información sobre la realidad del proyecto a que preceptivamente la Administración deberá someterle antes de la ejecución (artículos 59 y 66 bis, párrafo tercero in fine), será lícita la realización de las garantías.

Dicho en otra manera, la ausencia de acreditación suficiente de la realidad del proyecto a los tres meses de notificada la solicitud de información de la Administración sobre la realidad del campo solar, o bien, en su caso, la ausencia de acreditación de alguna de las causas que justifiquen su paralización, pone de relieve que existió inicialmente una genuina solicitud temeraria, acreedora de ejecución de la garantía provisional.

Ahora bien, los anteriores postulados serían asimismo extensibles a todos aquellos proyectos fotovoltaicos iniciados a la sombra del Régimen de Remuneración Alta que no hubieran podido ver concluida su correspondiente acta de puesta en funcionamiento en el plazo de inclusión de septiembre de 2008, siempre que el empresario, dado el preceptivo trámite de audiencia, acreditara además de los preparativos serios y efectivos del proyecto, el haber sufrido eventualidades técnicas ajenas a su buena y diligente gestión que le impidieron acabar la obra en el plazo preceptivo, siempre y cuando el empresario acreditara que la única rentabilidad que le hubiera permitido amortizar su inversión fuera la Alta, con independencia de que el proyecto fuera elegible subsidiariamente para ser incluido en algún tipo de régimen de Remuneración Media que subsiguiese al régimen actual de 0’44 Eur. Kw./h.

Es decir, debe concederse al promotor de conformidad con los citados Art. 59 y 66 bis una posibilidad de salir indemne del proyecto, sin adherirlo contra su voluntad a un régimen de remuneración alternativo al único por él tomado en consideración como apto para la amortización de su campo fotovoltaico, siempre que el aval prestado en un primer momento hubiese igualmente cumplido su función, cosa que quedará acreditada siempre que el promotor muestre la realidad de los actos de disposición y los preparativos serios y efectivos para la puesta en marcha del proyecto, y las dificultades de índole técnico que le impidieron acabar la obra en tiempo.

Abona todo lo más arriba expuesto, el hecho que cualquier solución que no implique la devolución de los avales una vez acreditada (i) la realidad de los preparativos serios y efectivos para la construcción del huerto junto con (ii) la causa justificante válida de la retractación en el mismo; constituiría una genuina desviación de poder de la Administración, en tanto que la norma para incentivo de la actividad industrial vendría a cumplir una simple finalidad recaudatoria sin base legal que lo habilite, de acuerdo con reiterada jurisprudencia, entre la que citamos a continuación, la siguiente:

Sentencia del Tribunal Supremo de 29 Jun. 2007, rec. 5742/2001: En cuanto a la alegada desviación de poder, recuerda la sentencia que este vicio, consagrado a nivel constitucional en el artículo 106.1 en relación con el artículo 103 de la Constitución, y definido en el artículo 83.3 de la Ley Jurisdiccional, como el ejercicio de potestades administrativas para fines distintos de los fijados en el ordenamiento jurídico, precisa, para poder ser apreciado que quien lo invoque alegue los supuestos de hecho en que se funde y los pruebe cumplidamente, sin que pueda fundarse en meras presunciones, ni en suspicacias o amplias interpretaciones del acto de autoridad y de la oculta intención que lo determine, siendo presupuesto indispensable para que se dé, que el acto esté ajustado a la legalidad extrínseca, sin responder su motivación interna al sentido teleológico de la actividad administrativa, que ha de orientarse siempre a la promoción del interés público y a ineludibles principios de moralidad

STS (Sala de lo Contencioso-Administrativo, Sección 2ª) de 2 febrero 1996 (RJ 1996\1141): La desviación de poder constitucionalmente conectada con las facultades de control de los Tribunales sobre el ejercicio de la potestad reglamentaria y la legalidad de la actuación administrativa y el sometimiento de ésta a los fines que la justifican (artículo 106.1 de la Constitución (RCL 1978\2836 y ApNDL 2875)) es definida en nuestro ordenamiento jurídico «como el ejercicio de potestades administrativas para fines distintos de los fijados por el ordenamiento jurídico» en aplicación del artículo 83.3 de la Ley de la Jurisdicción Contencioso-Administrativa (RCL 1956\1890 y NDL 18435) y de este concepto legal la doctrina y la jurisprudencia destacan las siguientes notas características:

a) El ejercicio de potestades administrativas abarca subjetivamente toda la diversidad de órganos de la Administración Pública, en la extensión que a este concepto legal le reconoce la ley (artículo 1.2 de la Ley de la Jurisdicción Contencioso-Administrativa y artículo 6 de la Ley 62/1978 (RCL 1979\21 y ApNDL 8341)).

b) La actividad administrativa tanto puede consistir en un hacer activo como en una deliberada pasividad, cuando concurre en el órgano administrativo competente una obligación específica de actuación positiva, de conformidad con la reiterada jurisprudencia de esta Sala contenida entre otras en las Sentencias de 5 octubre 1983 (RJ 1983\4829) y 3 febrero 1984 (RJ 1984\613).

c) Aunque el terreno más apropiado para su prolífico desarrollo es el de la llamada actividad discrecional de la Administración, no existe obstáculo que impida, apriorísticamente, su aplicación a la actividad reglada, pues si el vicio de desviación de poder es más difícil aislarlo en el uso de las potestades o facultades regladas, no lo es menos que nada se opone a la eventual coexistencia genérica en los elementos reglados del acto producido precisamente para encubrir una desviación del fin público específico asignado por la norma, como reconoce la Sentencia de 8 noviembre 1978 (RJ 1978\3491).

d) La desviación de poder puede concurrir con otros vicios de nulidad del acto, pues si la doctrina jurisprudencial ha tendido a adoptar la posición que sostiene que las infracciones legales tienen un trato preferente y deben resolverse en primer término para restablecer por el cauce del recurso jurisdiccional el derecho vulnerado, lo cierto es que la existencia de otras infracciones en el acto administrativo no excluye y antes bien posibilita el análisis de la desviación de poder, de conformidad con las Sentencias de 30 noviembre 1981 (RJ 1981\4611) y 10 noviembre 1983 (RJ 1983\5396).

e) En cuanto a la prueba de los hechos en la desviación de poder, siendo genéricamente grave la dificultad de una prueba directa, resulta viable acudir a las presunciones que exigen unos datos completamente acreditados al amparo del artículo 1249 del Código Civil, y que requieren un enlace preciso y directo, según las reglas del criterio humano, de los que se deriva la persecución de un fin distinto al previsto en la norma que determina la existencia de tal desviación, como reconoce entre otras la Sentencia de 10 octubre 1987 (RJ 1987\8334).

f) La prueba de los hechos corresponde a quien ejercita la pretensión y el artículo 1214 del Código Civil puede alterarse según los casos, aplicando el criterio de la finalidad, en virtud del principio de buena fe en su vertiente procesal y hay datos de hecho fáciles de probar para una de las partes que sin embargo pueden resultar de difícil acreditamiento para otra.

g) Finalmente, la necesaria constatación de que en la génesis del acto administrativo se ha detectado la concurrencia de una causa ilícita, reflejada en la disfunción manifiesta entre el fin objetivo que emana de su naturaleza y de su integración en el ordenamiento jurídico y el fin subjetivo instrumental propuesto por el órgano decisorio, que se rigen como elementos determinantes que vienen declarando reiteradas Sentencias de esta Sala (entre otras, las de 6 marzo 1992 (RJ 1992\1759), 25 febrero 1993 (RJ 1993\1191), 2 abril y 27 abril 1993 (RJ 1993\2755 y RJ 1993\2866)) que insisten en que el vicio de desviación de poder consagrado a nivel constitucional en el artículo 106.1 en relación con el artículo 103 de la Constitución y definido en el citado artículo 83 de la Ley Jurisdiccional Contencioso-Administrativa, precisa para poder ser apreciado que quien lo invoque alegue los supuestos de hecho en que se funde, los pruebe cumplidamente, no se funde en meras opiniones subjetivas ni suspicacias interpretativas, ni tampoco se base en una oculta intención que lo determine.

Los anteriores argumentos abonan la tesis que el aval así prestado, es decir: en condiciones de acreditar la seriedad del proyecto y la justa causa que motiva su deserción, habría cumplido igualmente con su función legítima, y que el desistimiento por estas justas causas no puede ser usados para finalidades de tipo meramente recaudatorio. El inversor privado que ha mostrado la realidad del preparativo no está obligado a acabar obras solares si en el ínterin ve que no le será posible obtener la mínima rentabilidad con la que calculó la amortización del proyecto, pues lo contrario, al desconocer la necesidad de rentabilidad del inversionista privado, equivaldría a tanto como cargar manu militari las espaldas del ciudadano con el gravamen de ejecutar obras para el servicio público.

Así pues, la norma de incentivo a la actividad industrial de acuerdo con la cual el aval fue depositado, no puede usarse con mera finalidad confiscatoria en virtud de los principios jurídico-públicos y constitucionales antes mentados que directamente así lo prohíben, al margen de la repercusión negativa que una contravención de estos principios de actuación básicos de la actividad administrativa de promoción de la economía arrogarían a España desde el plano de la captación futura de inversión extranjera de la que sin duda tomarán nota las prensas financieras tanto del nivel internacional como europeo.

Artículo reproducido por Energía Diario con la autorización del autor. Publicado en Actualidad Aranzadi el 10 de abril de 2008, nº 749 .

Asaf Grauer

Iuris Doctor candidate. Abogado
Voelker & Partner, Barcelona

Alternativas energéticas al petróleo

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El fin de la era del petróleo barato y los enormes costes sociales y ambientales que provoca la dependencia de los combustibles fósiles plantean la urgencia de buscar alternativas viables, sobre todo para el transporte.

La energía condiciona nuestras vidas y la política internacional, y es el principal factor de la degradación ambiental. Hoy dependemos en un 80% de los combustibles fósiles para resolver la inmensa mayoría de nuestras necesidades, y sobre todo del petróleo, el más versátil y útil de todos los combustibles, lo que nos permite gozar en las zonas ricas de un alto nivel de vida, pero con consecuencias cada vez más
apreciables, desde el coste de las importaciones y los problemas de suministro, causa de buena parte de los conflictos del último medio siglo, a la amenaza del cambio climático o la realidad cotidiana de la contaminación atmosférica.

Hay problemas de abastecimiento y recursos, pero sobre todo el límite que nos impone la capacidad de la atmósfera para absorber el dióxido de carbono que se emite en la combustión del carbón, el petróleo y el gas natural. El límite real no son los recursos, sino los sumideros. El petróleo barato se acabará, pero mucho antes de agotarlo, tendremos que dejar de consumirlo porque no podemos seguir aumentando las
concentraciones atmosféricas de dióxido de carbono sin poner en peligro el clima y nuestra propia supervivencia.

Por estas y otras razones, a lo largo de este siglo habrá que realizar la transición energética ordenada y gradual hacia un modelo energético descarbonizado y cada vez más eficiente, sin olvidar el importante problema de proporcionar un nivel de vida digno al 80% de la población mundial que vive en la pobreza, lo que sin duda requerirá un importante aumento del consumo energético.

Algunos ponen sus esperanzas en la energía nuclear. Pero ésta, que sólo produce electricidad y apenas representa el 6% del consumo mundial (el 2% con una metodología que tenga en cuenta sólo la electricidad producida y no el calor de la fisión), plantea problemas no menos graves e incluso peores, como los residuos radiactivos, la proliferación nuclear (véase Israel, Irán, India, Pakistán o Corea
del Norte), la seguridad o los costes económicos reales de todo el ciclo de vida.

Muchos pensamos que la solución pasa por el desarrollo de las energías renovables, que ya aportan el 14% del consumo mundial, y que a medio y largo plazo podrán cubrir todas nuestras necesidades energéticas, sin agravar el cambio climático, sin dejar una herencia de residuos radiactivos y sin ocasionar conflictos por los recursos, pues en todos los lugares hay suficiente sol o viento. Pero el proceso será lento y
gradual, requerirá varias décadas, un esfuerzo prolongado y un importante desarrollo tecnológico, que posibilite reducir los costes. Dios aprieta, pero no ahoga. En el pasado el agotamiento de los bosques nos forzó a entrar en la era de los combustibles fósiles.

Hoy afrontamos una nueva transición, llena de oportunidades y desafíos, hacia un modelo energético descarbonizado y basado en las energías renovables. La energía eólica y la solar termoeléctrica también pueden producir la electricidad a un coste razonable, y con las nuevas baterías de ión litio, en dos o tres años podemos empezar a sustituir la gasolina y el gasóleo por electricidad. El coche eléctrico ya no es una utopía, y hoy es posible reducir de forma drástica la dependencia del
petróleo sin necesidad de producir biocombustibles, que ocasionan problemas aún más graves que los productos petrolíferos a los que pretenden sustituir. Los biocombustibles, o agrocombustibles, entran en colisión con la producción de alimentos, no reducen las emisiones de CO2, e incluso las pueden aumentar, y su desarrollo supondría la pérdida de biodiversidad y la destrucción de los bosques tropicales, convertidos en monocultivos de palma africana y soja.

El futuro puede basarse en la energía eólica y en la solar termoeléctrica como fuentes de energía primaria más importantes, complementadas con la hidráulica, la biomasa, la geotermia y cantidades cada vez menores de combustibles fósiles. El almacenamiento y la gestión pueden resolverse a través del bombeo y la interconexión con corriente continua. Cuando el viento no sopla en un lugar, lo hace en otro y si
están conectados la gestión no plantea problemas irresolubles. Y esa misma electricidad puede almacenarse en las baterías de ión litio, para mover bicicletas, automóviles, furgonetas, camiones y autobuses.

La primera (1973) y la segunda crisis del petróleo (1979) supuso su desplazamiento de la generación de electricidad. La tercera (2008) debe implicar su desplazamiento del transporte por carretera.

Este articulo ha sido reproducido con la autorización del autor y está publicado en el periódico Diagonal.net, pueden consultarlo pulsando aqui.

Javier Penacho contesta a Energía Diario

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Recientemente esta publicación iniciaba una información bajo el
siguiente titular: AEGE y FORTIA se debilitan. Pues bien, y con la que
está cayendo en el mundo energético, ¿a quién le beneficia ese titular?,
¿para quién supone una ventaja que AEGE y FORTIA se debiliten?. Desde
luego, a AEGE no le parece ninguna ventaja una UNESA débil de cara a
todo el complejo paso de tarifa consolidada durante 25 años a un mercado cuando menos todavía no suficientemente desarrollado a nivel regional y, desde luego, inexistente desde la perspectiva UE27.

Pero, en todo caso, de lo que ahora se trata no es de juegos de
palabras, sino de que la forma y condiciones en las que el Gobierno ha
decidido eliminar las tarifas de alta tensión deja fuera de competencia
a muy buena parte de la industria básica española. No estamos hablando de las 60/80.000 empresas alimentadas en alta tensión, ni de cuántas de ellas van a obtener en el mercado condiciones ventajosas respecto de las de tarifa, sino de lo que pasa para esas 200 empresas que configuran el conjunto que en Francia se ha venido en denominar como “Industrias electrointensivas deslocalizables” y que, precisamente por ello, en España han aplicado a tope desde hace 25 años el conjunto de señales de gestión de demanda que fueron parte integrante del marco estable desde el principio, y que han configurado para todas ellas un sistema de producir directamente relacionado con el calendario eléctrico y la forma de la curva de carga de nuestro sistema, y que gracias a ello han conseguido precios competitivos para su materia prima electricidad en nuestro país.

Lo que importa es si para las empresas españolas, todas, y por supuesto para esas 200 -más si, como es el caso, pertenecen a multinacionales- el paso definitivo de tarifa a mercado mejorará o empeorará el precio de su materia prima electricidad respecto de su competencia europea de forma que, sea cual sea su situación actual, estén preparadas para cuando lleguen las vacas flacas, que llegarán para unos y ya han llegado para otros, porque el mercado y los ciclos son inexorables. Y esa es la única receta eficaz de las empresas fuertes en competencia global, estar en la mejor situación de costes posible cuando los mercados se ponen difíciles, a cada uno en su momento.

Y hay que tener en cuenta que esta materia prima es la única cuyo precio se fija en condiciones locales, como mucho ibéricas, con lo que la
energía eléctrica pasa a formar parte de la competitividad estructural
del país, como las buenas carreteras, o los buenos puertos, o los buenos
servicios y gabinetes jurídicos, entre otras muchas cosas que la empresa
asentada en España espera obtener de este país en condiciones óptimas.

Es decir, la clave para la industria en general, pero de forma
superlativa para esas 200 instalaciones, es que el precio eléctrico y
sus condiciones sigan motivando a la multinacional de turno a seguir
invirtiendo en España en lugar de en Francia, o a la vez que en Francia,
sin ir más lejos pero, analizando esas motivaciones para la energía
eléctrica, nos encontramos con que ayer estábamos en precios comparables y hoy, 1 de julio, estamos hasta un 60% más caros, y aquí teniendo que comprar día a día en el pool, y allí bajo el respeto que supone para el consumidor que tu proveedor te plantee contratos a 15 años indexados de forma coherente para ambas partes. Ante esta situación, ¿qué importa si la empresa compra directamente o a través de un comercializador o en un contrato bilateral?.

Y tampoco consiste en pedir que la autoridad actúe en función de la
cuenta de explotación del momento, en un país moderno, en la UE y en el siglo XXI. Pero es que, además, y como prueba, no estamos hablando de una o dos empresas, o de uno o dos sectores. ¿Se prevén momentos
brillantes para el cemento?, ¿alguien se sabe las cuentas de las
químicas?, ¿qué está haciendo el precio de cada uno de los metales?,
¿cómo va a afectar al precio del acero en Asia el impuesto a la
exportación de acero en India?. Es decir, lo que estamos planteando es
preservar la competitividad del país, y no que se tomen decisiones sobre
la energía eléctrica como materia prima en función de la situación del
negocio coyuntural de un sector, y menos de una empresa. Estamos
hablando de la imperiosa necesidad de mantener la competitividad de esa materia prima eléctrica en el mercado regional ibérico, de forma que se puedan conseguir en España precios comparables a los que nuestra
competencia puede conseguir hoy en determinados países europeos. Pura, simple y llanamente.

Al respecto, nos sorprenden los ríos de tinta que provoca el precio de
kWh doméstico, y que nadie se preocupe de la materia prima energía
eléctrica. Es más, en cuanto alguien se preocupa, y reclama condiciones
mejores que las de este pool, que ni siquiera es de ajustes, sea AEGE o
FORTIA, automáticamente se habla de subvenciones o de fórmulas
sospechosas, como la interrumpibilidad. Para que quede claro, REE ha
aplicado el contrato de interrumpibilidad o medidas similares de forma
general o por zonas, en función de su propio criterio, y en algunos
casos en condiciones contractuales, pero aceptadas de forma voluntaria
por las empresas, 16 veces en 2001, 1 en 2002, 9 en 2003, 6 en 2004, 5
en 2005 ninguna en 2006 y 1 en 2007. Y para seguir aclarando, señalar
que informes independientes demuestran que simplemente con que su
aplicación evite un cero cada 10/15 años, según precios, el coste del
servicio queda amortizado. Tras 38 cortes en 7 años, ¿se puede saber
donde están los subsidios cruzados?

Y no es esta la única figura de gestión de demanda positiva para
garantizar el servicio público luz al ciudadano. Se han estado
practicando otras, que el mercado no reconoce en España pero si en
Holanda, por ejemplo, y se han estudiado otras adicionales para prevenir las fuertes oscilaciones de oferta de nuestro mix de generación, mucho viento o poco viento, mucha agua o poco agua, depósitos de gas vacíos o llenos, gestión de reactiva “in situ” a disposición del distribuidor, y así sucesivamente.

Pero nada de esto importa. Nada vale, porque la única referencia de
precio para todas las compras de todos los consumidores sólo puede ser
la de un pool marginal que ni siquiera distingue volumen, que diferencia
mal los precios de noche y de día, y en un mercado aislado y con las
tecnologías decididas mucho más por la política que por la competencia,
aquí la apuesta valiente por las renovables, difícil y cara a corto y
medio plazo, y al otro lado de los Pirineos, y en otros países, nuclear,
con todas las referencias de costes y precios más que sabidas y
planteadas desde el primer día.

En definitiva, ¿es ante este altar de mercado donde hay que sacrificar
empresas punteras en eficiencia en sus respectivos productos que, hasta ahora, y en conjunto, han podido crecer y garantizar 250.000 puestos de trabajo directos e indirectos?. Porque las multinacionales son
absolutamente frías. Si aquí blanco, adelante, y si negro a donde está
blanco. Sin más palabras ni razonamientos, y menos si el blanco es
radicalmente distinto del negro, y está a pocos kilómetros, y con las
mismas garantías UE en cuanto a fiabilidad de las inversiones.

“La regulación tiene que ser neutral”

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PREGUNTA. ¿Cuáles son los efectos de mantener unos precios para los consumidores inferiores a los reales, dificulta la creación de una competencia real y efectiva al impedir la entrada de nuevos entrantes en el mercado eléctrico? ¿En concreto, como afecta al mercado eléctrico esta situación y a los comercializadores?

RESPUESTA. Cuando las tarifas se establecen sin tener en cuenta el comportamiento de los precios del mercado, no se puede desarrollar la actividad de comercialización en competencia. Además, resultará un efecto gravoso para los consumidores en el futuro, porque el déficit al final se incluye en la tarifa, va creciendo y requiere ser financiado en lo que ya constituye un monto significativo. Y, finalmente, tampoco permite que el consumidor tenga una conducta racional ante la variación de los precios reales, porque no los conoce.

Lo deseable sería que se resolviese esta situación con la mayor rapidez, con el calendario previsto para completar el proceso de liberalización, dejando de aplicar en primer lugar la tarifa de alta tensión y que se establecieran unas tarifas de ultimo recurso que recogieran los precios de la energía y que permitan el funcionamiento del mercado de acuerdo con la normativa europea, de forma que la gestión de la demanda vía precios resultara viable.

PREGUNTA. ¿Cuál es la relación con los organismos y mecanismos de supervisión del mercado?

RESPUESTA. La regulación en el sector eléctrico determina una responsabilidad de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y de la Comisión Nacional de Competencia (CNC). Nuestro papel en esta configuración de mercado, de ordenación y de supervisión, es colaborar activamente con las autoridades de supervisión del mercado a través de los cauces institucionales de coordinación. Así, de acuerdo con lo que está previsto legalmente, se remite una información mensual tanto a la CNE como al Ministerio de Industria sobre un conjunto amplio de datos que permiten seguir el comportamiento de los agentes. También, con carácter semanal enviamos a la Comisión Nacional de Energía, información complementaria, que puede ser útil para la función supervisora del regulador.

Desde OMEL uno de nuestros empeños es configurarnos como una institución muy abierta a la hora de dar información, mantener un régimen de transparencia en nuestra actuación y difundir de forma amplia información sobre el mercado. Por ejemplo, a los tres meses de cada resultado de casación se ponen a disposición de cualquier interesado todos los datos a través nuestra página Web. El Ministerio de Industria y la Comisión Nacional de Energía pueden acceder a estos datos desde el día siguiente.

Además, por otra parte, colaboramos con la Asociación Europea de Operadores de Mercado, en todas las cuestiones en materia de transparencia que surgen en el seno de ERGEG y con la Comisión Europea. Somos, por ello, muy favorables a promover la transparencia, con la única excepción de las medidas que incorporen efectos perjudiciales a la competitividad en el mercado.

PREGUNTA. ¿Cómo valora la fijación de cuotas de participación máxima en el mercado como mecanismo para controlar el poder de mercado de los agentes?

RESPUESTA. En cuanto al establecimiento de cuotas de participación en el mercado, ya ha existido alguna experiencia en este sentido. En el año 2000, se fijaron restricciones para la realización de nuevas inversiones, pero no pudieron aplicarse de forma efectiva, dado los problemas existentes de escasa reserva de generación para la seguridad de suministro. En ese momento eran muy necesarias las inversiones en generación y esta limitación afectaba negativamente a la seguridad de suministro. Pensamos, por ello, que a las inversiones hay que darles la bienvenida. Que el mercado proporcione incentivos a los nuevos entrantes que realicen inversiones también es una cuestión muy importante para los mercados.

Lo que resulta clave es configurar una legislación neutral que de las mismas oportunidades a los grandes que a los pequeños a la hora de participar en el mercado. Consideramos que una de las más altas responsabilidades de los reguladores y de las instituciones es garantizar la accesibilidad en los mismos términos para todos agentes.

PREGUNTA. ¿Considera importante la configuración de un mercado de electricidad a plazo? ¿Cuáles serían los objetivos de este mercado? ¿Cuál sería el modelo de organización de ese mercado más racional?

RESPUESTA. Es muy interesante que se desarrolle un mercado de contratación a plazo. Pero, sobre todo, es más importante que los mercados se desarrollen para satisfacer las necesidades de los agentes que participan, dentro de un régimen general de competencia, más que desarrollar un instrumento u otro. El funcionamiento general del mercado tiene que guardar esa coherencia global y, por ello, que un instrumento en concreto, no tenga éxito o por el contrario sea útil para los operadores, junto con el principio de igualdad y accesibilidad al mercado, son principios básicos. En ese escenario es muy importante también asegurar y proporcionar la liquidez del mercado spot o aumentarla a través de las interconexiones.

Por otro lado hay que tener en cuenta el marco europeo. La nueva directiva sobre los mercados financieros, la denominada MIFID que desarrolla instrumentos como mercados de futuros o de derivados, no recoge sin embargo los mercados spot. Los mercados spot de acuerdo con la normativa europea están llamados a que configuren un precio europeo de carácter zonal, como el que se forma actualmente en el área de Nordpool, en Centroeuropa y en la frontera hispano-portuguesa.

PREGUNTA. ¿Cómo valora el cambio en el procedimiento de liquidación de los mercados de restricciones técnicas con la participación de REE en esta operación? ¿Cuál es la posición de OMEL en este sentido?

RESPUESTA. Creo que es una cuestión a tratar también en el ámbito europeo. El tercer paquete legislativo, que se está debatiendo en la Unión Europea, incide explícitamente en la especialización desde el punto de vista de las funciones que se ejercen en el mercado. Como muestra, el debate sobre el ‘unbundling’. Así, los gestores de las redes se deben centrar en los aspectos técnicos y de seguridad y el Consejo de reguladores establecer las normas y las propuestas de los operadores de las redes y de los gestores del mercado, evitando que los operadores de las redes hagan normativa.

En el ámbito español, la especialización incorpora un valor en términos de transparencia muy importante. En este punto, la especialización debería ser una cuestión básica a respaldar desde la regulación por nuestras autoridades. Nosotros gestionamos y liquidamos los mercados diarios e intradiarios, procurando que resulte una operación fácil para todos los participantes. ¿Cómo lo hemos hecho? Acortando el período de proceso de cobros y pagos, mediante la elaboración de facturas semanales y, en el caso de los productores pequeños, adaptándonos en el caso del régimen especial a la facturación a través de representantes o de forma directa, según lo decida el agente. A nuestro juicio, el concepto de factura única ayuda a la participación de los agentes en los mercados, lo que facilita el acceso de agentes más pequeños

PREGUNTA. ¿Cuáles deben ser los papeles y la relación entre OMEL y los reguladores principal e independiente?

RESPUESTA. Lo razonable es que la regulación sea estable y predecible y que las relaciones con los reguladores estén presididas por el respeto institucional. Por ello, los operadores de mercado y de sistema deben estar supervisados por los reguladores. Los operadores del mercado y del sistema tienen que tener una función de ejecución de las normas y de disponer los medios necesarios para realizar cada una de sus actividades de manera eficaz y eficiente. Si cada uno ejerce sus funciones de esta manera se genera confianza en el mercado.

PREGUNTA. ¿Cómo va a cambiar el mercado eléctrico el progresivo desarrollo del MIBEL? ¿Cuál es la contribución del OMEL?

RESPUESTA. Hemos extendido el mercado spot a Portugal. Con ello, lo que hemos hecho es una parte de la tarea que tenemos que realizar en Europa de cara a una determinación zonal de los precios, es decir conformando un mercado regional. Para ello hemos incorporado el método de market splitting al mercado spot y podemos decir que el mercado funciona bien, forma precios del sistema español y del sistema portugués, de forma eficiente, llenando la capacidad comercial de las interconexiones y produciendo, cuando se presentan congestiones, el ‘splitting’ del mercado.

Este método permite que el precio que se forme emita señales eficientes a todos los agentes. Esto se aprecia porque el flujo de energía va del sistema eléctrico más barato al más caro. Cuando el precio es más caro en Portugal, lo que señala es que son necesarias más interconexiones y más capacidad de generación en dicho sistema, lo que proporciona más posibilidades de inversión a nuevos productores e incide en la necesidad de configurar nuevas interconexiones. Cuando no existe congestión los precios en ambos sistemas eléctricos son iguales.

La liquidez del mercado spot ha aumentado en torno a un 20 % y se sirve toda la demanda a precios de mercado. Desde el punto de vista de la configuración del mercado spot del MIBEL, podemos decir que se ha completado.

Este procedimiento de formación de precios existe también en otros mercados zonales europeos como el de Francia, Bégica y Holanda y en el de NordPool. Además, los agentes portugueses operan igual que los españoles, en virtud del acuerdo que hemos suscrito con REN para asegurar el funcionamiento de las entregas físicas de energía que se determinan en el mercado.

El reto siguiente es contribuir a construir el mercado europeo como integración de los mercados regionales, de manera que se consiga un sistema de formación de precios común mediante la metodología de precios zonales.

PREGUNTA. ¿Cuáles son los principales aspectos de mejora, más urgentes en el mercado eléctrico?

RESPUESTA. En primer lugar, una vez que dejen de aplicarse las tarifas a los consumidores de alta tensión, se trata de definir el esquema de la tarifa para el resto de consumidores, con una tarifa de ultimo recurso que favorezca el mercado, la comercialización y emita señales de precios.

En este sentido, y no tanto como aspecto de corto o largo plazo, es preciso atender el lado de la demanda, dar la oportunidad a los consumidores de ser sensibles a los precios y además y avanzar, por ello, con las medidas en esta línea: certificación, información al consumidor, contadores inteligentes, capacidad de cambio de suministrador, etc. Ello permitirá que se diversifiquen las ofertas a los clientes. En definitiva que la regulación vaya a favor de facilitar la participación en los mercados en el sentido de que todos los participantes tengan el mismo tratamiento.

Por otra parte, tampoco hay que dar por supuesto que las infraestructuras de redes son las mejores que puede haber, tanto en transporte como en distribución. Cualquier cuello de botella o retraso en las redes que pueda afectar a la realización de inversiones es negativo. Un tramo de red puede resultar muy costoso en determinadas condiciones, pero hay que ver las consecuencias de que ese tramo no exista y sus efectos en términos de deseconomías en el mercado en su conjunto.

Los avances tecnológicos, en materia de redes inteligentes, pueden permitir aprovechar las ventajas de la generación distribuida y avanzar en la seguridad de suministro y en el funcionamiento de las mismas. Por ello, cuantas menos restricciones se produzcan en las redes, mayor será la seguridad de suministro y mejor funcionará el mercado, formando los precios de manera más eficiente.

Finalmente, cabe resaltar la necesidad de reforzar el funcionamiento institucional del mercado y del propio operador del mercado, afianzando y concretando sus competencias de gestión económica en el ámbito del sector energético y garantizando un funcionamiento eficiente.

«Nuestros precios eléctricos son semejantes a los de Europa»

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PREGUNTA. ¿Cuál es el papel del mercado dentro del sector eléctrico español? ¿Cómo valora el grado de liberalización del sector energético español?

RESPUESTA. En el caso de España, la liberalización del sector eléctrico y el inicio del funcionamiento del mercado han sido paralelos, desde hace algo más de diez años, en la medida que están basados en la misma ley. La liberalización en su conjunto ha supuesto un avance que se puede calificar como positivo y el mercado ha contribuido con sus resultados a respaldar de forma nítida el proceso de liberalización.

El objetivo básico de OMEL, desde el primer momento, fue lograr un mercado accesible desde el punto de vista tecnológico a todo tipo de agentes, pequeños y grandes, que desearan participar en él. De hecho, al comienzo en el mercado actuaban las compañías que venían operando tradicionalmente en España. Hoy tenemos más de 600 agentes participando en el mercado, de muy diferentes tamaños, con un papel cada vez más destacado de nuevos entrantes españoles y extranjeros.

Un aspecto que consideramos muy destacable es el proceso de inversión, muy relevante, que se viene produciendo a raíz de la liberalización, hasta el punto de que el parque eléctrico de generación tiene un mix de producción muy diferente al que existía hace sólo cinco años. Es una evolución muy, muy visible. Este proceso de inversión que comenzó a materializarse a finales del año 2001, ha permitido la entrada en producción de más de 23.000 MW de ciclos combinados de gas natural desde ese momento. Este proceso de inversión también ha supuesto un notable empuje a la incorporación de generación a partir de energías renovables, en este momento hay más de 15.000 MW de energía eólica. Todo esto unido a las tecnologías preexistentes: carbón, nuclear, hidráulica ha diversificado considerablemente el mix de generación. Por tanto, el ‘test de la inversión’ que es muy importante para los mercados, y que se suele tomar como un indicador del correcto funcionamiento de los mismos, se ha cumplido con creces. Hay que tener en cuenta que en el año 2001, el margen de generación existente era muy ajustado en términos de exceso de capacidad de producción, con evidentes riesgos para la seguridad de suministro. En este sentido, se puede señalar que ha sido mayor la inversión en generación que la inversión en redes de distribución y de transporte.

PREGUNTA. Podría describir las principales características de este mercado e hitos de este mercado agentes, volumen negociado, participación de tecnologías, tipo de transacciones, etc…

RESPUESTA. El mercado nació, desde sus inicios en 1999, con una vocación de accesibilidad a agentes no residentes (externos). Desde ese año, hemos tenido a las principales empresas europeas operando en España. En 2006, se crea un mercado forward en Portugal (OMIP) y en OMEL lo que hicimos fue adaptar nuestro mercado diario para que fuera punto de entrega física para aquellas empresas que quisieran contratar a plazo con entrega física. Para ello las posiciones abiertas se integran como ofertas precio aceptantes en las curvas de oferta y demanda horarias.

En 2007, se producen una serie de modificaciones para incorporar la contratación forward en España. El Gobierno decidió realizar subastas de distribución, las denominadas CESUR y las subastas de emisiones Primarias de Energía, las denominadas VPP. Con objeto de que pudieran acudir a esas subastas el mayor número de agentes posibles se preparó una nueva adaptación del mercado diario para que los participantes pudieran comprar y vender la energía que les permitieran cumplir sus compromisos y así se pudieran concebir esas subastas como una cobertura de riesgo.

En esa misma fecha, se extiende el mercado spot a Portugal de forma que, simultáneamente, en el mercado diario se determina el precio para los mercados español y portugués, con un procedimiento acorde con lo dispuesto en el Reglamento Comunitario de Intercambios, siendo hoy ya la tercera experiencia de mercados regionales europeos funcionando en Europa.

Se puede concluir que el resultado de la evolución del mercado ha sido positivo, en términos de participación de agentes, de inversión en generación, de incorporación de energías renovables, de adaptación del mercado spot a la contratación a plazo y por la extensión de dicho mercado al ámbito ibérico según los objetivos y la reglamentación comunitaria. También se ha avanzado notablemente en los grados de concentración empresarial en el mercado, cuya mejora es patente conforme a los criterios de la Comisión Europea.

PREGUNTA. ¿Cómo evolucionan los precios de la energía en España? ¿De qué dependen fundamentalmente?

RESPUESTA. Los precios de la energía evolucionan en función de la oferta y de la demanda en el mercado, como en todos los mercados. En el mercado eléctrico, existen variaciones de precios importantes en función de factores como la laboralidad, la meteorología, la temperatura e incluso a lo largo del día o en función de las estaciones del año.

Desde el lado de la demanda, es relevante analizar si la demanda es sensible a los precios o no. En nuestro país sólo determinados consumidores son sensibles a la evolución de los precios. Por ello, hoy, con una situación tarifaria como la actual, una tarea pendiente es trasladar los precios del mercado a todo tipo de consumidores, para que tengan las señales necesarias para que puedan reaccionar de acuerdo a la evolución de los mismos.

Desde el lado de la oferta, en primer lugar, influye la reserva de capacidad de generación. Cuanto menor sea, el mercado será menos líquido, funcionará peor y los precios serán más volátiles. La escasez es mala para los mercados y, por ello es importante el proceso de inversión y en un sector como el eléctrico más: el exceso de oferta de energía proporciona seguridad al suministro y permite que los precios se formen mejor. También tienen influencia los precios de los combustibles que se utilizan para producir electricidad así como el comercio internacional de energía (algo muy limitado en nuestro país por la poca capacidad de interconexión con Centroeuropa).

En términos de precios por megavatio hora, si comparamos los precios que se producen en el mercado de OMEL con respecto a los que existen en los principales mercados de Europa, actualmente nuestros precios son muy similares. Existen algunas diferencias en el comportamiento general por tramos horarios con respecto a algunos mercados: en horas valle tenemos precios más altos que Francia por la mayor base de energía térmica que tenemos en España y en horas punta tenemos precios más bajos. Con una perspectiva integrada en el precio de las materias primas energéticas, a finales del año 2005 y en 2006, con precios muy altos del gas, del carbón y del uranio ha existido una correlación muy directa entre ellos con los precios que ha tenido la energía eléctrica en el mercado español y en los otros mercados europeos.

PREGUNTA. ¿Cómo afecta al medio ambiente y a la seguridad de suministro la evolución de la oferta y demanda en el mercado?

RESPUESTA. Tradicionalmente, se ha pensado que existe un ‘trade-off’ entre seguridad de suministro y mercado y también entre energía y medio ambiente. Y, eso no siempre es así y en el caso español lo hemos podido comprobar a través de los beneficios de las nuevas centrales de generación de ciclo combinado de gas y de energías renovables.

El hecho de que este aumento de capacidad de generación se haya realizado mediante centrales de gas, de ciclo combinado, con mayores rendimientos que las centrales de carbón, disminuye las emisiones. También, la energía eólica está exenta de emisiones y ahora ya representa el 10 % de la demanda de electricidad, lo que unido a la energía hidroeléctrica o nuclear, mejora los impactos de la producción de electricidad y reducen comparativamente las emisiones de efecto invernadero.

PREGUNTA. Las dos principales empresas eléctricas de España, Iberdrola y Endesa, poseen un 47% del mercado eléctrico, lo que ha suscitado críticas por que pueda suponer una situación de poder de mercado excesivo. ¿considera que esas críticas proceden de situaciones de mercado no tan reciente en dónde el poder de mercado era más alto? ¿Cree que los operadores están utilizando indebidamente esa cuota de mercado? ¿Cómo valora esta situación en el contexto del sector energético europeo?

RESPÙESTA. Para enmarcar la cuestión de la concentración, tenemos que tener en cuenta que en marzo del año 1999 solamente operaban 5 agentes productores. Hoy ha crecido notablemente el número de agentes productores, más de 540, y también ha aumentado de manera significativa el número de empresas que operan en el mercado y tienen menos de un 1% de cuota de mercado.

Así, se puede comprobar como los productores tradicionales de energía, las empresas eléctricas, han aumentado su capacidad de generación incluso en el régimen especial. Y, eso no ha impedido que entren otras empresas de generación que no estaban en el mercado con anterioridad, tanto españolas (p.e. Gas Natural) como empresas filiales de otras empresas europeas. En todo caso, el principio del que debe partir la regulación del mercado es la neutralidad y debe fijar condiciones de igualdad para los potenciales entrantes. Por ello, el mercado se ha configurado para que sea lo más accesible posible.

En términos de poder de mercado ha mejorado notablemente el nivel de concentración. Hace años, al principio de funcionamiento del mercado, los índices que se publicaban señalaban que los dos primeros agentes, sumaban más del 80 % de la cuota de mercado. Eso ya no es así, estos dos agentes agregados están en este momento en alrededor del 42%. De hecho, los índices que define la Comisión Europea en materia de concentración han mejorado en nuestro caso, y en Francia o en Italia, e incluso en Alemania permanecen en niveles similares a los de hace algunos años.

PREGUNTA. De vez en cuando se realizan críticas al funcionamiento del mercado mayorista de la electricidad ¿Comparte las críticas al funcionamiento del mercado eléctrico? ¿no considera que estas críticas inciden en aspectos que legitiman la intervención en el mismo y que incluso provocan distorsiones sucesivas en su funcionamiento, que justifican nuevas intervenciones regulatorias?. Incluso hay quien apunta que habría que volver a un modelo semejante al Marco legal Estable consistente en retribuir cada tecnología en función de sus costes.

RESPUESTA. En los procesos de liberalización a veces se producen críticas que, aunque señalan que es insuficiente el grado de liberalización existente, en realidad pretenden que no se avance en el régimen de mercado.

Algunos analistas o expertos han utilizado el término ‘marginalista’, con respecto al mercado, dando un contenido peyorativo a ese término, cuando todos los mercados son marginalistas por su propia naturaleza.

Hay que confiar en que los resultados y la realidad acaben por poner las cosas en su sitio. En el caso del mercado español el test de la inversión ha sido positivo. Supongamos que en el año 2001 y en el año 2002, al tener unos precios tan altos, en comparación con los otros mercados europeos, se hubiera caído en la tentación de intervenir para bajarlos. Lo que hubiera pasado es que probablemente se hubiera frenado el proceso de inversión. Ese es el riesgo que siempre existe cuando se decide intervenir y es un riesgo que afecta además a la seguridad de suministro, por que se disminuye el margen de capacidad de generación libre del sistema. Y además si, esa intervención, se produjese en momentos de crecimiento de demanda, las consecuencias y peligros de esta acción se agravarían.

PREGUNTA. Un ejemplo de intervención fue el RDL 3/2006 y su interés intervencionista para reducir los precios en el mercado mayorista a través de las operaciones bilaterales asimiladas (operaciones de compra de energía entre empresas del mismo grupo empresarial) ¿cuáles fueron los efectos del Real Decreto Ley 3/2006 sobre los precios y sobre el mercado?

Se trataba de una regulación que no era positiva para el mercado. Fundamentalmente sus efectos consistieron en fijar de forma provisional un ‘cap’ indirecto al precio de mercado, que no era real; ni coincidía con el precio en el mercado español, ni en otros mercados, ni se correspondía con la evolución de los precios de las materias primas. ¿Cuál fue la consecuencia? Lo que ocurrió es que se desplazo la contratación de energía en el mercado hacia la contratación bilateral y hacia los servicios complementarios del operador del sistema, que son las subastas destinadas a los ajustes (en estas subastas participan menos agentes –se aprecia de forma nítida el efecto escasez- y configuran precios más caros, en lugar de más baratos). Por ello, no se produjo el efecto que se pretendía de aminorar los costes para disminuir la tarifa.

Desde OMEL aplaudimos las medidas del Ministerio incorporadas en el Real Decreto de tarifas para 2007 en la que se deja sin efecto ese precio provisional de la generación, lo que permitió recuperar la liquidez del mercado y una formación correcta del precio.

«En el mercado del petróleo los problemas de oferta y de demanda se complementan»

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España acogerá entre el 29 de junio y el 3 de julio el 19 Congreso Mundial del Petróleo, un evento que reunirá en Madrid a los principales agentes del sector en un momento en el que el precio del crudo se encuentra en máximos históricos, una tendencia que no tiene visos de invertirse.

El presidente del Congreso, Jorge Segrelles (Madrid, 1952), coincide con los análisis que opinan que estamos al final de la era del petróleo barato, aunque no descarta una tregua en la escalada de precios, si cae la demanda y aumenta la sensación de que hay crudo suficiente.

– PREGUNTA: Aunque no es un asunto específico del Congreso, será inevitable que el precio del petróleo ocupe un espacio. ¿Cómo ve la situación del mercado?

– RESPUESTA: En todas las materias primas estamos viendo una evolución al alza de precios. En el caso concreto del petróleo, el anuncio de Arabia Saudí de que aumentará su producción puede ayudar a mejorar un poco la percepción de disponibilidad de producto en el mercado. Además, hay un componente especulativo de refugio frente a la depreciación del dólar y muchos fondos de inversión han tomado posiciones en estos mercados.

Algunos estudios sostienen que esta situación podría cambiar, si no este verano, por la punta de demanda de gasolina en EEUU, probablemente al inicio del otoño. Yo no me atrevo a tanto, pero existen fundadas esperanzas de que el precio pudiera tender a la baja.

– P: ¿Estamos ante un problema de oferta o de demanda?

– R: Creo que las dos se complementan. La demanda ha aumentado por la incorporación de países como China e India. Sobre esta evolución hay muchos análisis: algunos creen que la moderación económica actuará de freno de la demanda y que podríamos ver cómo el precio del crudo se modera en los próximos meses.

– P: ¿Es ésta una crisis del petróleo como las que conocemos? ¿Tras los máximos veremos fuertes correcciones de los precios?

– R: No me atrevo a hacer predicciones, pero parece que existe un consenso entre los analistas en que la era del crudo barato se acabó y que vamos a ver un cierto sostenimiento de precios. Si va a estar en 100 en 85 o en 125 dólares es muy difícil porque influyen aspectos externos, políticos o climáticos.

– P: ¿Hasta qué punto los altos precios pueden influir en el incremento de reservas?

– R: Es indudable que precios de este tenor suponen un estímulo para acometer inversiones de más riesgo que pueden significar a medio plazo un aumento de las reservas disponibles. Todos conocemos los últimos éxitos recientes de Petrobras y Repsol YPF en aguas profundas de Brasil y en el Golfo de México.

– P: ¿En qué consiste el Congreso Mundial del Petróleo?

– R: Es una reunión de todos los colectivos interesados en el mundo energético y en los del petróleo y el gas en particular, un foro de diálogo de los sectores implicados: países productores, países consumidores, representantes de instituciones, ONG, ecologistas.

Asistirá el secretario general de la OPEP, Abdalla Salem El-Badri, la presidenta de Transparency International, Huguette Labelle, el director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), Nobou Tanaka, el comisario europeo de Energía, Andris Piebalgs, así como varios ministros de Energía de países productores y directivos de algunas de las petroleras más importantes del mundo

– P: ¿Qué puede ofrecer al sector?

– R: Es una oportunidad para que en las actuales circunstancias de incertidumbre sobre la evolución de los precios y la preocupación existente en el mundo por esta fuente de energía, los distintos colectivos puedan encontrar puntos de acuerdo, discutir sobre el uso racional y sostenible del petróleo y el gas.

También se analizará el problema de los derechos humanos y de la implicación de las compañías energéticas en el desarrollo de los principios democráticos de los países en los que operan.

– P: ¿Cómo se puede atraer la atención del público no especializado hacia un evento así?

– R: En paralelo habrá una exposición de casi 15.000 metros cuadrados sobre la evolución del sector desde el punto de vista industrial, pero también con espacio para mostrar el impacto en la sociedad o los esfuerzos relacionados con la sostenibilidad.

“Entre competencia con supervisión, o intervención, mejor siempre competencia”.

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PREGUNTA.- Sobre las cuestiones más recientes que en el ámbito energético, referidas a la competencia, se apunta hacia la concertación de precios de carburantes en determinados ámbitos geográficos, o incluso las acusaciones veladas de concertación en el mercado eléctrico, sobre todo en algunos mercados de restricciones, como el mercado de desvíos. ¿Qué valoración hace usted al respecto de esta cuestión?

RESPUESTA.- Sobre esta cuestión se discute desde hace tiempo. Se sospecha acerca de posibles actuaciones anticompetitivas. Pero las sospechas no sirven. Lo que debe hacerse es acreditar, lo que no es fácil. En los medios de comunicación aparecen periódicamente noticias acerca de concertaciones de precios. Veremos lo que dirán, en su momento, los Tribunales.

También es verdad que se ha hablado de imperfecciones o de conductas colusivas en algún mercado mayorista de electricidad. Es en estos casos cuando deben intervenir los órganos supervisores, la CNC y la CNE: cuando hay sospecha o evidencia de conductas colusivas debe intervenirse inmediatamente y con contundencia. Pero hasta que no haya sentencias definitivas debemos guiarnos por la prudencia y no emitir juicios de valor.

PREGUNTA.- Los expertos en competencia opinan que hay dos formas de articular el funcionamiento de un mercado. Una es un mercado con reglas claras y mecanismos de supervisión muy eficientes, que detecten estas situaciones. La otra consiste en aceptar que existen estos problemas en los mercados y, por tanto, se decida introducir restricciones, es decir intervención. Si tuviéramos que elegir una de las dos alternativas, ¿cuál defiende Vd.?

RESPUESTA.- Me quedo con la competencia. Competir supone estar en presencia de mercados transparentes en que los diversos operadores económicos confrontan sus intereses y sus habilidades respectivas sobre la base de la eficiencia. Esto es lo mejor que le puede ocurrir al consumidor. Los consumidores están muy satisfechos de lo que ha ocurrido en los mercados de las telecomunicaciones o del transporte aéreo. Si en estos momentos se les plantease la posibilidad de que hubiera otra vez tarifas reguladas en el transporte aéreo, sin descuentos, preferirían la situación actual. Sucedería lo mismo en el caso de las telecomunicaciones.

En mercados de características similares a los mercados energéticos, cuando ha tenido lugar la liberalización e introducción efectiva de la competencia, los resultados han sido positivos para los clientes y para los mercados. Los únicos perjudicados han sido los operadores ineficientes. Y esto es bueno.

En otros mercados, como el de la distribución de carburantes, la competencia es reducida. Sin embargo, se cuenta con alguna excepción, como las gasolineras ubicadas en grandes superficies. Este pequeño oasis de competencia refleja que hay margen para bajar los precios. Al consumidor no le produce ninguna insatisfacción la existencia de descuentos. Cuando hay margen para competir, lo mejor es hacerlo. Con competencia se gana en eficiencia y gana el consumidor. Nadie duda que Telefónica es más eficiente hoy que hace veinte años, cuando no había competencia.

PREGUNTA.- Como Vd. sabe, el sector eléctrico actualmente está en una situación de tarifa topada, que impide el proceso de comercialización. Es necesario asistir a un proceso de liberalización completa de la tarifa, que se tiene que completar para la tarifa de alta tensión en el mes de junio, para las empresas, fundamentalmente, y el año que viene para los consumidores residenciales. Parece que existe la tentación de que la tarifa de último recurso pueda ser lo suficientemente baja como para reproducir incluso el esquema actual. ¿Cómo valora la existencia de este tipo de tarifa y cuáles son los pasos que hay que dar?

RESPUESTA.- La tarifa topada da tranquilidad al consumidor pero es una tranquilidad aparente. Al final todo se paga. O se paga directamente en función del consumo o se paga a través de compensaciones posteriores. Ante esta situación no hay nada mejor que la transparencia. Pagar a través de tarifas es transparente; cada uno sabe lo que está pagando. Pagar indirectamente introduce opacidad desde la perspectiva del consumidor. Y la opacidad beneficia a unos y perjudica a otros. El consumidor quiere transparencia.

Aceptando la posibilidad de períodos de transición, introduzcase competencia y déjese que el mercado fije los precios en competencia. Esta es la condición necesaria. No podemos creer en una competencia parcial; creer que el mercado funciona para unas cosas y no funciona para otras. Este criterio siempre da malos resultados. Si se acepta el mercado debe aceptarse con todas las consecuencias. Y la competencia debe extenderse a todos los mercados: desde las tiendas de farmacia hasta el mercado del tabaco, por poner sólo dos ejemplos.

PREGUNTA.- Las tarifas energéticas para grandes consumidores empresariales. Hay quien sostiene que existe un subsidio cruzado entre las tarifas que pagan los consumidores y las tarifas que pagan los consumidores empresariales, como la G4.

RESPUESTA.- En su día, el Tribunal de Defensa de la Competencia propuso que la G4 fuera eliminada. En realidad, se trata de un subsidio cruzado que beneficia a unas empresas en detrimento de otras empresas o de los consumidores. De nuevo cabe afirmar que la transparencia es el mejor instrumento para asignar mejor los recursos. La G4 puede esconder ineficiencias que deberían desvelarse.

El asunto afecta a un conjunto de países. En estos casos la UE debería ser más ágil. De la misma forma que sigue sin resolverse el asunto de las importaciones paralelas de medicamentos hay muchos aspectos del mercado de la energía que quedan por resolver; entre ellos el planteamiento general y decidido de un mercado europeo de la energía. En ocasiones las autoridades comunitarias no son eficientes.

Hay áreas donde puede producirse energía a un coste más razonable y otras donde es más difícil. Por tanto, con un mercado único se podrían dar grandes pasos en relación con un bien básico como la energía. Califico a la energía como un bien básico porque, directa o indirectamente, se utiliza en todas las actividades. Lo que ocurre en el mercado energético repercute sobre todas las actividades. Por tanto, tiene todo el sentido incrementar la eficiencia en este sector. Y la eficiencia exige competencia. Quien no tiene competencia se adormece. Vive en el paraíso de la “vida tranquila”.

PREGUNTA.- El kilovatio tiene un precio indiferenciado, aunque se producen con tecnologías diferentes con precios diferentes. No se puede distinguir el kilovatio que llega en un momento determinado, pero los costes de cada uno de los agentes son muy dispares.

RESPUESTA.- Las ayudas públicas que disfrazan los costes reales de la energía deberían eliminarse o hacerlas transparentes. Con transparencia, la discusión sobre la energía nuclear, por ejemplo, discurriría por otros derroteros. En muchos casos existen costes disfrazados, subvencionados u ocultos, que los operadores económicos conocen perfectamente pero no los conoce el consumidor. Se paga la electricidad según el recibo, pero hay otros costes que no se conocen pues se pagan a través de subvenciones. Es necesario que se haga la luz sobre estas cuestiones.

El criterio debe ser la transparencia para que el ciudadano sepa lo que están pagando realmente. Ese es el gran problema de determinados tipos de ayudas públicas: hacen opaco lo que debería ser transparente. A veces se tiene la percepción de que algo es barato cuando en realidad no lo es. El asunto es tan complejo que, por ese mismo motivo, el debate queda reducido a cenáculos de expertos. Si se hiciera una encuesta entre los ciudadanos preguntando qué opinan sobre este tipo de cuestiones, la respuesta más abundante sería el “no sabe, no contesta”. Esto no es bueno para el mercado. Cuando la respuesta es ésta, refleja que el mercado no funciona. Y es misión de las autoridades hacer que el mercado funcione.

PREGUNTA.- Hablemos del contexto europeo. Recientemente hemos recibido un importante varapalo derivado de la denominada Ley Rato, el hecho de que existan limitaciones a que empresas públicas de otros países quisieran participar en nuestro mercado adquiriendo empresas que ya estuvieran privatizadas de sectores en los que nosotros hubiéramos hecho ese proceso de liberalización. Por otro lado, se está manteniendo una simetría en los comportamientos de los sectores públicos y de los sectores energéticos de países como Francia, Italia, Alemania… ¿Cómo valora esa sentencia en esta situación asimétrica?

RESPUESTA.- Personalmente, no la comparto. Los torneos deben apoyarse en el principio de igualdad de armas. Por ejemplo, ¿Qué ocurriría si IBERDROLA anunciara que quiere hacer una OPA sobre Electricité de France? La respuesta inmediata sería: “no puede” porque se trata de una empresa pública. Pero en cambio, la empresa pública sí puede adquirir una empresa privada, incluso de otro país, con todo un arsenal de ayudas públicas. Esto no es un combate en igualdad de condiciones. Por tanto, no debería aceptarse. Y si se acepta, refleja que el árbitro no es imparcial.

En Inglaterra, por ejemplo, se ha aceptado el principio de que “mientras funcione la competencia, no importa que la empresa sea pública o privada”. Este principio incluye una asimetría que, es inaceptable pues va contra la propia esencia del mercado. No entiendo por qué los británicos, a mi juicio, han hecho dejación de los principios inspiradores de la competencia.

Los mercados deben funcionar de acuerdo con las propias reglas del mercado. Esta es la cuestión fundamental que debería haberse tomado en consideración. Lo que no debería existir son las empresas públicas. Lo que deberían hacer nuestros vecinos del norte es privatizar. Les ha faltado coraje para enfrentarse con los sindicatos y con aquellos que tienen intereses directos en las empresas públicas.

Por lo tanto, el primer paso debe ser privatizar; el segundo, preparar el torneo con igualdad de armas y, el tercero, asegurar que la competencia con igualdad de armas sea la que ilustre el funcionamiento de los mercados y sus resultados.

PREGUNTA: ¿Cómo valora las subastas de capacidad como herramienta para la reducción del poder de mercado en el sector energético? ¿Cómo valora la fijación de un porcentaje de poder de mercado como referente máximo de participación en el mercado eléctrico?

RESPUESTA.- En la actualidad el grado de concentración y de poder real de mercado está disminuyendo por varios motivos: desde los nuevos operadores a las energías renovables. En mi opinión, las subastas son un artilugio sutil para reducir la cuota real de mercado sin que ninguna empresa tenga que desconcentrar su actividad o vender activos. Es lo que buscaba el Libro Blanco de José Ignacio Pérez Arriaga.

Volvamos al principio de nuestra entrevista. La cuestión fundamental no son las cuotas de mercado. Sirven para dar una idea del poder de mercado. Pero el poder de mercado depende de otras cuestiones, como las barreras de entrada y las barreras administrativas. Con cuotas de mercado bajas y con barreras administrativas muy altas se tiene mucho poder de mercado. Y con cuotas de mercado muy elevadas pero con ausencia total de barreras, el poder de mercado se reduce. La noción de poder de mercado es compleja. Depende del tipo de producto, de su elasticidad, de la fuerza de quien compra. Esto, por ejemplo, se ve muy claro en las empresas automovilísticas: muchas empresas suministradoras tienen cuotas de mercado muy altas pero las relaciones contractuales hacen que el poder de mercado recaiga en el fabricante.

La cuota de mercado es un indicador; pero sólo un indicador. Hay que introducirse en el mercado y en sus entrañas para ver si funciona de forma competitiva. Me interesan mucho más aquellas cuestiones que tienen que ver con la competencia efectiva y con las barreras de entrada -sobre todo las administrativas- que con la cuota. Decir que un 10% supone que un operador es dominante está muy bien como elemento orientador, pero ninguna decisión puede tomarse exclusivamente sobre la base de este argumento.

PREGUNTA.- ¿Hasta cuándo es razonable utilizar la fórmula de las subastas de energía?

RESPUESTA.- Cuando el mercado deja de funcionar y se interpone un regulador, un interventor, surge el riesgo de discrecionalidad. No hay principios universales, válidos en todo tiempo y lugar. Lo que hoy es positivo, mañana puede parecer de otra forma. Si partimos de la desconfianza no llegaremos nunca a buen puerto. Hay que tener órganos reguladores fuertes que sean realmente independientes y que tomen sus decisiones con criterios exclusivamente técnicos. Si se equivocan, ya serán criticados pero si utilizan esos elementos como referencia, el margen de error es muy reducido. Quienes trabajan en los órganos reguladores sólo deberían entrar en contacto con los regulados colegialmente. Tampoco deberían hablar con el poder ejecutivo si no es de forma colegiada. Y si hacen daño deberían indemnizar.

En relación con los mercados energéticos, se trata de mercados muy complejos en los que los distintos actores se están moviendo continuamente. Si lo que se hace es fijar un algoritmo, los operadores actuaron en consecuencia; no es difícil. Cualquier operador económico dedica mucho tiempo a conocer el funcionamiento de su mercado. Cada uno quiere ser mejor que su competidor y querría prescindir de su competidor. Lo que ocurre es que el competidor piensa lo mismo. Ahí es donde está la grandeza del mercado; intentando hacer las cosas mejor que el competidor se gana en eficiencia y en competitividad. Al final, resultan ganadores las empresas eficientes y los consumidores. Por eso creo que muchas de las interferencias públicas no conducen necesariamente a buenos o a mejores resultados. La energía tiene espacios abrigados de la competencia y, posiblemente, una buena parte de los consumidores prefiere esta situación a una situación alternativa. Aunque les perjudique. No lo comprendo, pero las cosas como son y no como quisiéramos que fueran.

Los cambios deben hacerse poco a poco; con tiempo. En ocasiones es necesario mucho tiempo para hacer una transición correcta. Imponer un cambio radical a veces provoca costes que pueden ser evitados cuidando la transición.

Recuerdo que bajo la presidencia de Miguel Ángel Fernández Ordóñez, en el Tribunal de Defensa de la Competencia nos dedicábamos a explicar sin descanso las ventajas de la competencia. Estábamos en una situación de tránsito, en la que se hablaba de introducir competencia en sectores que habían estado secularmente regulados. Pensemos en la energía, las telecomunicaciones, las funerarias, los aeropuertos, la formación, los libros, correos, el transporte, los puertos, .… Las regulaciones ineficientes sólo se puede romper con paciencia, tenacidad y tiempo.

En relación con el sector eléctrico el debate sobre los costes de transición a la competencia fue un debate agrio porque suponía un cambio en la interpretación de las condiciones de la regulación. Los operadores económicos habían tomado decisiones en un marco regulatorio que luego cambió. Si las condiciones regulatorias cambian y el cambio supone costes debe haber una compensación, lógicamente ajustada,

PREGUNTA.- Como sabe, se acaba de reformar en junio la ley del sector eléctrico, en la que se ha establecido que el operador del sistema, RED ELÉCTRICA, pase a ser monopolio en la red de transporte, de forma que las redes que tenían una función compartida en las ciudades pasan a ser redes de alta tensión. El hecho de configurar un monopolio en este sentido, ¿cómo afecta al mercado, especialmente en un momento en que la distribución resulta ser lo más descuidado regulatoriamente en el sector eléctrico?

RESPUESTA.- Tiene sentido en aquellos casos en que, inequívocamente, se dan las condiciones de monopolio natural. RED ELÉCTRICA, en este contexto, tiene que encargarse de construir redes, ponerlas en funcionamiento, mantenerlas, transportar la electricidad. Y actuar con neutralidad. Debe ser eficiente y optimizar sus resultados. En este punto termina su misión fundamental. Lo mismo es válido para ENAGAS.

Pero el principio de monopolio natural no es un principio universal. He conocido casos en que, en función de los precios, un operador manifestó su deseo de construir su propia red. El problema reside en el cálculo económico: si se demuestra que una nueva red es más eficiente que seguir en el “monopolio natural”¿para qué oponerse?. ¿Por principios?. No vale.

PREGUNTA.- Realmente, por ejemplo, lo que debería primar es un principio de cercanía del consumidor final al distribuidor, que es el que conoce las necesidades de consumo de una zona concreta, y por ello, establecen necesidades de inversión en redes para esta función…

RESPUESTA.- Tenemos que pensar en las funciones genuinas de las redes. Como vecino de Gerona he vivido los apagones. La causa ha residido en la falta de inversión, que se transformó en una barrera a la entrada. La red no había sido ni ampliada ni cuidada. La ineficiencia era la norma. Los responsables públicos tampoco fueron eficientes. Y cuando ha habido problemas no siempre hemos conocido sus causas.

En relación con el apagón que tuvo lugar en Barcelona es increíble que hubiese tanta indeterminación y tanta discusión acerca de quién fue el responsable. También en este caso ha habido ineficiencia. ¿Qué pasó realmente?.

PREGUNTA.- En su momento la Comisión Nacional de Energía, en función de la responsabilidad de los apagones, de la sucesión de acontecimientos, de los usuarios afectados y su incidencia, dictaminó una responsabilidad sobre RED ELÉCTRICA de más del 98% frente a la distribuidora (FECSA ENDESA).

RESPUESTA.- Eso quiere decir que hay elementos susceptibles de mejora. Y, más allá de otras cuestiones, cada uno tiene su propia función con sus derechos y sus obligaciones. REE tiene una función; el regulador tiene otra. También ENAGAS tiene la suya. Cada operador debe hacer lo que tiene que hacer sin caer en la tentación de ampliar innecesariamente sus funciones.

“Mas importante que las cuotas de mercado es garantizar que existe competencia real en el mercado”.

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PREGUNTA: ¿Qué valoración puede hacer del grado de liberalización del sector energético español, que seguramente sea diferente en el ámbito del gas y en el de la electricidad?

RESPUESTA: Abordar esa cuestión exige considerar de dónde venimos. Venimos de un pasado imperfecto donde casi todo estaba sometido a regulación. Poco a poco, el mercado se ha liberalizado, lo que no supone necesariamente que haya competencia en los mercados liberalizados -la liberalización es una condición necesaria, pero no suficiente-. Y al amparo de la liberalización ha surgido una constelación de órganos administrativos que participan en la organización y funcionamiento del mercado: la CNE, RED ELÉCTRICA, la Secretaria de Estado de Energía, Direcciones Generales de las Comunidades Autónomas. Muchos, demasiados, órganos que intervienen en una realidad compleja.

A la hora de hacer una valoración conjunta, creo que se ha avanzado, sobre todo en el en mercado mayorista, aunque los consumidores casi no notamos los efectos de la competencia, fundamentalmente por la situación tarifaria. Si analizáramos las denuncias o conociésemos las insatisfacciones de los clientes, nos daríamos cuenta de que la arena competitiva no refleja el efecto de la liberalización. Además, queda una cuestión políticamente difícil de resolver porque, con toda probabilidad, la liberalización de las tarifas se traduciría en subida de precios. Se trata de que el precio sea la referencia de la cantidad demandada. Pero para que haya libertad de tarifas tiene que estar totalmente consolidada la competencia. No vale dejar libertad de precios sin una competencia firme. Estamos ante una situación compleja en la que no vale hacer planteamientos parciales. Si queremos libertad de tarifas tiene que haber competencia suficiente.

Si se liberaliza totalmente el mercado, éste encontrará su punto de equilibrio. Además, si la competencia es efectiva, la regulación debe ser cada vez menos relevante y los órganos reguladores deberán perder peso con el consiguiente ahorro para los consumidores.

PREGUNTA.- ¿Cuáles son los elementos que hacen que todavía el grado de liberalización sea imperfecto? ¿Existe mucha concentración de los agentes en el sector? ¿Existen barreras para nuevos entrantes, como se critica desde distintas instancias?

RESPUESTA.- Siempre existen barreras de entrada en un sector como el energético. El problema reside en su altura. Hay operadores económicos que pueden saltar estas barreras. Pero las barreras son altas. Pensemos que se trata de un mercado en el que la dimensión mínima óptima, en competencia, impone limitaciones al número de operadores en cada mercado relevante. Por lo tanto, el grado de concentración siempre será elevado. Se trata de una cuestión que no debe preocuparnos excesivamente. Es mejor cuatro operadores que tres o tres mejor que dos; pero lo que importa, sobre todo, es que haya competencia entre los operadores. En los mercados de bienes encontramos muchos ejemplos de actividades en las que el número de operadores es reducido -a veces dos- pero la competencia es muy intensa. Y encontramos otros ejemplos de mercados en los que el número de operadores es más elevado, pero los agentes conciertan conductas y la competencia es mucho más reducida. O la regulación ineficiente impide la competencia (libros, farmacias, por ejemplo).

Por tanto, entiendo que el mercado debe abrirse para que los operadores económicos tomen sus decisiones y los supervisores cumplan con su misión. Tal misión debe consistir, sobre todo, en no imponer o no admitir barreras artificiales y, por otra parte, vigilar para que los operadores económicos actúen en el mercado de acuerdo con los principios de la libre competencia.

PREGUNTA.- En este marco, el regulador principal – la Secretaría General de Energía- y el regulador independiente -la Comisión Nacional de Energía-, qué papel tienen hoy? ¿Qué papel y que relación deben tener? Existe una crítica muy fuerte a lo que es la conformación actual de la famosa función 14, que es una de las atribuciones de la CNE cuando hay operaciones de concentración u otras operaciones en el sector. ¿Cuál es el papel que deben tener los órganos reguladores?

RESPUESTA.- Siempre se cae en la tentación de cuestionar la independencia del regulador. A veces, con razón, pero no siempre. Pasé por esta experiencia cuando presidía el Tribunal de Defensa de la Competencia. Con frecuencia surgían voces que cuestionaban su independencia. Es verdad que todos los miembros de aquel Tribunal éramos nombrados por el Gobierno, pero bajo la premisa del nombramiento por un gobierno u otro no se debe presuponer dependencia o independencia. Hay cuestiones adicionales que deben ser consideradas. Unos somos más independientes que otros. Este hecho no admite discusión. Basta con leer los documentos.

En estos órganos, las opiniones, obviamente, son libres y la discrepancia con la mayoría puede ejercerse a través de votos particulares. Las discusiones no solamente son efecto de la libertad sino que también pueden ser convertidas en opiniones transparentes cuya consideración permita deducir los grados de dependencia o independencia de cada uno.

Esa es una cuestión que, al margen del procedimiento que se utilice para designar a los miembros de las comisiones independientes, siempre estará en los medios de comunicación. De lo que se trata es de trabajar de acuerdo con la misión genuina de los órganos independientes: enjuiciar, de acuerdo con las leyes, teniendo siempre el interés general como horizonte.

En ocasiones, acertar no es fácil porque las cuestiones sometidas a examen son complejas. Tan sólo dos referencias. En primer lugar, el conocimiento sobre lo que se estudia. En segundo lugar, la inclinación personal en relación con lo que se analiza. La síntesis de ambas cuestiones revela, con mucha frecuencia, disparidad de opiniones, Esto se puede ver si se analizan las resoluciones de los órganos independientes. No hay una interpretación única. El propio Tribunal de Defensa de la Competencia ante situaciones similares ha tomado decisiones distintas, con el consiguiente impacto sobre la seguridad jurídica de los operadores económicos.

PREGUNTA.- Sobre esta cuestión, y con el fin de potenciar la independencia de estos organismos, existen propuestas para aumentar la independencia o para reducir la discrecionalidad del Gobierno de determinar quiénes son consejeros, o de los requisitos de audiencia previa en el Parlamento de estos consejeros, a partir de una serie de mecanismos o propuestas. ¿Usted propondría algún a cuestión al respecto?

RESPUESTA.- La clave reside en buscar personas integras y realmente independientes. En EEUU se siguen otros caminos. La independencia no es del órgano sino de las personas que lo componen. Cuando se ha estado presente en las deliberaciones de un órgano colegiado se comprenden mejor estas cuestiones. El hearing contribuirá a atenuar el impacto del problema.

PREGUNTA.- Hablando de competencia, y de la conformación de los órganos de competencia ¿Cómo valora la nueva conformación del Tribunal y el anterior Servicio de Defensa de la Competencia, en la forma de Comisión Nacional de Competencia?

RESPUESTA.- Positivamente. Pedí esta integración hace muchos años. Lo hice por una razón operativa y de eficiencia. La unión de ambos organismos sólo precisa una condición: independencia de las actuaciones. Uno de los órganos debe de instruir y el otro debe decidir. Que así sea. Creo que con la nueva estructura de la Comisión, muchos de los problemas detectados en el pasado podrán ser resueltos. Ahora se podrá instruir mejor y en menos tiempo.

También se ha resuelto el problema principal del anterior Tribunal: la insuficiencia de medios. Una comparación entre el presupuesto del Tribunal de Defensa de la Competencia y el de la Comisión Nacional de la Competencia revela que el presupuesto actual es cinco o seis veces superior al de hace diez años. Este hecho debe suponer mayor eficiencia, mayor capacidad de estudio, mayor capacidad de detección y persecución de conductas contrarias a la competencia y, sobre todo, mayor capacidad de estudio y análisis. Por tanto, mayor peso en la justificación de las decisiones. El tiempo dirá como se utilizan los recursos económicos de la Comisión.

Todo esto era necesario. Vamos por el buen camino al dotar al organismo de medios y capacidad de resolución reforzados.

PREGUNTA.- ¿Cómo valora la relación existente entre los organismos de regulación y de supervisión del mercado energético con los órganos de competencia? ¿Los mecanismos son suficientes para identificar situaciones colusivas o anticompetitivas?

RESPUESTA.- Creo que sí. Acerca de las competencias del órgano de defensa de la competencia y del órgano regulador hay un espacio común que cada una de las partes desea ocupar.

El órgano regulador alega que tiene un mejor conocimiento del mercado. El órgano de defensa de la competencia estima que está más preparado para dilucidar acerca de cuestiones relacionadas con la competencia. A este problema debería de dársele solución para evitar que el mismo asunto fuera estudiado simultáneamente por diversos órganos con la consiguiente complejidad, engorro y coste para los operadores económicos afectados.

La actual ley de la defensa de la competencia, en su artículo 17, habla de la coordinación con los reguladores sectoriales y da una buena solución a esta cuestión. La Comisión puede dirigirse al órgano regulador pidiendo información y el órgano regulador también puede dirigirse al órgano de defensa de la competencia. Además, establece que, periódicamente, los responsables de estos órganos deberán reunirse para intercambiar opiniones y conocimientos sobre sus responsabilidades respectivas. El mero intercambio parece insuficiente, además es ambiguo. Pero por algo debe empezarse.

A mi juicio se ha dado un buen paso. La intención y los resultados buscados parecen correctos. Lo que no sabemos es cómo todo esto se llevará a la práctica o cómo se está desarrollando. En todo caso, la situación actual es mucho más clara. Pero siempre surgirán problemas entre las dos instancias y entre distintos órganos supervisores.

PREGUNTA.- ¿Cree que existe una cierta lucha de competencias?

RESPUESTA.- Más que una lucha, se trata del interés por hacer las cosas bien. Las opiniones no siempre son coincidentes y esto se refleja cuando, en determinados casos complejos, se comparan los documentos emitidos por el órgano supervisor y el órgano de defensa la competencia. Se detecta que existen elementos comunes y, también, elementos distintos. En estas circunstancias alguien debe tomar la decisión. Estas decisiones, con independencia de que quien decide sea el Consejo de Ministros o las instancias comunitarias, se toman sobre la base de estos estudios y posicionamientos que la experiencia ha demostrado que no siempre coinciden. También pueden no coincidir las interpretaciones finales de los órganos decisores. En estas circunstancias hay que ser muy objetivo y quien tome la decisión final debe hacerlo con eficiencia y neutralidad, asumiendo sus responsabilidades. El daño que puede hacerse, en caso de error, es considerable.

“No es seguro que se vaya a cubrir la subasta prevista para la titulización del déficit tarifario”.

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¿Cómo valora el mecanismo de financiación del déficit tarifario, en las vísperas de la próxima subasta de déficit que realizará la Comisión Nacional de Energía? ¿Es cierto que el mecanismo propuesto en la Orden Ministerial aporta nuevas garantías para que pueda ser acometida por las entidades financieras?

En estos momentos y refiriéndonos al déficit tarifario como la cantidad reconocida como insuficiencia tarifaria por el sistema eléctrico, para cubrir la diferencia entre la tarifa y el coste de la energía, y que está previsto que fuera financiada a un interés retributivo, podemos decir que no es seguro que se vaya a cubrir la subasta prevista para su titulización. En estos momentos, nos encontramos en una posición en la que puede repetirse la situación del año pasado en la que quedó finalmente desierta la subasta que realizó la CNE para la titulación del mismo, en la medida que asistimos a un momento en que el perfil de la estructuración de riesgo que tienen las entidades financieras y la que estima la propia CNE es diferente. De hecho, hasta este momento se ha producido el proceso de petición de ofertas a las entidades financieras, pero las insuficientes garantías otorgadas a estos activos (no existen garantías adicionales a las que existían anteriormente), el volumen de los mismos, que ya considerable, el coste del capital regulatorio para las propias entidades en función de los perfiles de riesgo, así como la débil estabilidad regulatoria que se percibe desde los agentes financieros, elevan sustancialmente el riesgo y el precio de este activo, lo que puede precipitar una situación semejante a la última subasta, que quedo desierta (o que los tipos de interés que formulen las entidades financieras en sus ofertas sean muy altos).

Por otra parte, el hecho de que no se logre culminar estos procesos de titulación conlleva que sean las empresas las que tienen que financiar este déficit tarifario desde su propio balance, algo que es anormal y que penaliza a las propias compañías.

¿Qué efectos económicos tiene la existencia de ese déficit tarifario?

En primer lugar, hay que tener en cuenta que el déficit tarifario se trata de una “subvención” al precio de la energía y que esta subvención es diferente para unos tipos de clientes que para otros, según sus tipos de tarifas. La consecuencia principal de esta subvención y de su pago diferido es que, los consumidores actuales no conocen el coste directo de la energía y, por otra, que el déficit tarifario lo pagan fundamentalmente los consumidores futuros. Lo que está claro es que las tarifas no suben desde el año 2000 y eso a pesar de que ha crecido notablemente por un lado el consumo de electricidad en nuestro país y, por otro, también los precios de la energía.

En su momento, se pensaba que el crecimiento de la demanda y que la desaparición de determinados elementos como la moratoria nuclear iban a permitir absorber este déficit, pero no ha sido así, produciéndose un importante descontrol tarifario. Por otra parte, la aportación creciente al mix de generación de las energías renovables ha conformado que se incorporen al sistema energías más caras, lo que también eleva el coste de la factura energética.

En conjunto, puede decirse que ha faltado coherencia política para articular las medidas necesarias en un contexto de demanda creciente, elevación de costes de materias primas energéticas y compromiso de incorporar energías limpias para ajustar los precios a sus costes. Y, a cambio, se ha creado un discurso en el que la tarifa es una variable política que sube o baja dependiendo de la debilidad del gobierno, desvinculandolo de la evolución de los precios de la energía en los mercados, como ocurre en el resto de países de nuestro alrededor.

La consecuencia principal es la emisión de mensajes muy equivocados, de forma que se incentiva el consumo, se desincentiva la eficiencia energética y qué, determinadas medidas o iniciativas de agentes particulares, que se escucharon el año pasado como el control del aire acondicionado o evitar la corbata en el trabajo, no dejan de ser cuestiones meramente anecdóticas. Lo que es evidente es que hay bolsas importantes de posible ahorro energético, cuya movilización se produce gracias al mecanismo más eficaz de todos, los precios.

¿Cómo valora, dentro de las distintas tarifas que anteriormente mencionaba, los precios energéticos que se aplican a los grandes consumidores?

Esta es una cuestión que hay que valorar en el contexto internacional, porque otros países de nuestro entorno también aplican tarifas menores a estos sectores (aluminio, siderurgia, cementos, etc…) y que por ello son utilizadas como elemento de competitividad sin ningún tipo de reparo. Por tanto, no tiene es un tema que no tiene una perspectiva unívoca. Lo que si es cierto, es que para ello debe existir previamente definida de forma nítida una política industrial de apuesta selectiva por determinados sectores por motivos estratégicos, porque lo que no resulta razonable es que este modelo de precios pueda ser extensible a todos los sectores, tal y como se está reclamando. Y, todo ello, garantizando plenamente que no se vulnera en ningún caso, con una política industrial determinada, la legislación comunitaria en materia de ayudas de Estado. En todo caso, una política industrial no puede ni debe circunscribirse a la existencia de diferencias en la tarifa aplicable a la energía que consume cada industria.

¿Qué alternativas tiene la Administración para la gestionar el déficit tarifario, en el marco de la inminente liberalización? ¿Cómo valora propuestas como que las primas a las energías renovables sean sufragadas por los Presupuestos Generales del Estado y no se incluyan en la tarifa?

Lo primero que hay que decir es que cuestionar la tarifa es relativamente fácil, máxime, cuando hemos vivido permanentemente con un ‘cap’ artificial para evitar tomar las decisiones de crecimiento de precios eléctricos que eran necesarias. Lo que si está claro es que la subida de precios es inevitable y es preciso contar con la suficiente capacidad para explicar a los ciudadanos la nueva realidad de la energía y el nuevo contexto global existente. Seguramente que los ciudadanos van a entender mejor esta realidad de lo que parece.

Por otra parte, que las primas a las energías renovables se paguen en las tarifas me parece adecuado, frente a la alternativa de que se financien contra los Preexpuestos Generales del Estado. En realidad, y aunque sea pecar de ingenuos, y que para cualquier grupo político la tarifa eléctrica pudiera ser un arma en la contendiendo política, lo más razonable sería que existiera un pacto de los grandes grupos políticos para sacar la tarifa del debate partidista.

¿Considera que existen problemas de estabilidad regulatoria en el sector energético español y de qué forma penaliza el funcionamiento del sector?

Hay que distinguir dos situaciones claramente diferenciadas. La primera es la regulación del sector gasista, cuya calidad desde el punto de vista normativo es muy alta, de forma que las inversiones que se realizan están retribuidas de forma estable y permiten el cálculo inversor para la recuperación de activos, como las regasificadoras. En el caso de la regulación del sector eléctrico, nos encontramos en la situación contraria: estamos ante una regulación que podemos calificar de lamentable. De hecho, desde 1998 en que se produjo la liberalización del sector, la configuración del mercado como ‘pool’ y la separación de actividades, la legislación que ha venido siendo generada no ha sido coherente con este marco regulatorio, de mercado y de liberalización. De hecho, nos podemos encontrar con países como Brasil y Chile, con mayor calidad regulatoria que la nuestra. Para contar con esta calidad regulatoria, lo primero que es necesario es tener la voluntad y reconocer el valor de esta calidad para un sector como el energético, que precisa unos esfuerzos y unas necesidades inversoras futuras importantes.

Es cierto que hace años había pocos agentes (los dos principales agentes del mercado suponían el 80 % del mismo), pero ahora esta situación ha cambiado muchísimo. Hay nuevos entrantes y la situación competitiva de nuestro mercado es muy diferente y mucho más abierta. Igualmente, no se pude producir una situación en la que, en función de cómo se comportan los precios, se cuestiona todo el funcionamiento del mercado y del sector.

¿Cómo valora el informe sobre precios y costes de la Comisión Nacional de Energía? ¿Cree que existe relación entre este informe y el fuerte castigo infligido a las eléctricas en Bolsa los últimos días?

Este informe sorprende porque el papel de la Comisión Nacional de Energía ha de ser el de velar por el funcionamiento del mercado, no cuestionar el modelo de mercado marginal que establece el mismo. De hecho, el informe, no analiza en ningún caso, si los agentes se comportan bien o no en un escenario competitivo, sino que se limita a criticar las consecuencias del mercado a través de los ‘beneficios’ que se derivan de la participación en el mismo de distintas tecnologías.

En consecuencia, el mercado bursátil responde de acuerdo a sus propios mecanismos de manera sorprendente a este cuestionamiento, amplificando las reacciones, aunque de forma razonable ante el temor de que desde la Administración se puedan promover actuaciones que pueden cuestionar el reconocimiento del déficit tarifario existente o se pueda intervenir por vía administrativa o fiscal sobre las empresas eléctricas, en aras de reducir sus ingresos tarifarios.

¿Esta situación puede favorecer el abaratamiento de las compañías españolas y que puedan ser adquiridas por empresas extranjeras?

En primer lugar, hay que destacar que los procesos corporativos deben generar valor para los accionistas y deben surgir de un interés estratégico, no de actuaciones regulatorias concretas. De esto también se deriva que la legislación no debe mirar el pasaporte de las empresas o la titularidad de los accionistas de una compañía. No obstante, es preciso tener en cuenta que la toma de decisiones regulatorias para evitar la subida de tarifas, pueden producir una cierta ilusión en el corto plazo, pero comprometen en el largo plazo las necesidades de inversión en nueva generación. Es decir pueden comportar un efecto perverso sobre las empresas y sobre el mercado.

Por ello, probablemente, la inestabilidad regulatoria tiene, en conjunto, un efecto dual: las empresas pueden ”abaratarse” de cara a operaciones corporativas, pero al mismo tiempo, esta inseguridad regulatoria puede provocar un desincentivo para los posibles grupos empresariales interesados en su adquisición o que quisieran entrar en este sector, a la vista de estos comportamientos de los órganos de regulación.

¿Cómo valora la nueva directiva europea sobre mercados a plazo y su impacto en los mercados de energía?

En primer lugar, hay que partir de una premisa, que es que la existencia de un mercado a plazo debe surgir de la propia demanda de la dinámica de un mercado y de sus agentes. No puede imponerse la existencia del mismo porque se desvirtúa su utilidad. Para que exista un mercado a plazo para un determinado bien, por un lado, debemos estar ante un mercado transparente en sus transacciones (algo que no es el eléctrico por naturaleza), y su aparición se deriva de la necesidad de que aparezcan mecanismos de compensación para la cobertura de determinados riesgos. Una cuestión particularmente importante en los mercados a plazo es el papel necesario de la especulación, porque quien especula en este tipo de mercados, actúa para corregir problemas concretos de información en la formación de precios. En todo caso, en el caso de los mercados eléctricos, no es lógico que se produzca la entrada de agentes con comportamientos especulativos, por la propia complejidad del mercado y por que los agentes se comportan con muchas más cautelas.

En todo caso, los problemas actuales del sector energético, se derivan más que de la necesidad de que existan mercados a plazo de otras cuestiones como es la seguridad de suministro, la dependencia energética y la eficiencia en la configuración del mix energético para conseguir precios de la energía eficientes y competitivos, no tanto de la necesidad de configurar mercados a plazo.

¿Es de esperar nuevos movimientos corporativos en el sector energético en el mercado español?

Claramente hay que afirmar que el mapa empresarial energético español no está cerrado y dista mucho de estar en equilibrio. Por tanto, consideramos que es muy posible que se produzcan nuevos movimientos corporativos. Lo que es importante es que estos movimientos deberían aportar más estabilidad estratégica al sector.

¿Cómo valora la evolución de los precios del petróleo y su impacto sobre los costes de la energía?

Los precios del petróleo se han visto tensionados por cuestiones derivadas de la oferta y por la capacidad que la demanda ha tenido para asumir los incrementos de precios, creando una estructura de precios que ha dibujado una subida libre. No obstante, no es previsible que se mantenga una situación así, en la medida que debe producirse un cierto “trade off” entre la demanda energética y el precio. Y probablemente empecemos a ver que se empiezan a advertir los efectos de un menor crecimiento económico, reduciéndose la demanda de crudo, en consecuencia. Lo que si es cierto es que esta subida de precios afecta a los costes energéticos globales en la medida que el carbón o el gas, cuya utilización en la generación eléctrica es muy importante, también está indexada a los precios del petróleo y ello ha perfilado una escenario de costes energéticos muy altos.