«Nuestros precios eléctricos son semejantes a los de Europa»

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.