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COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS

Bruselas, 5.1.2005

COM(2004) 863 final

INFORME DE LA COMISIÓN

Informe anual relativo a la puesta en práctica del mercado interior del gas y la electricidad

{SEC (2004) 1720}

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ÍNDICE

1. CONTEXTO DE LA PRESENTE COMUNICACIÓN........................................... 3

2. RESUMEN GENERAL ........................................................................................... 3

3. EVALUACIÓN DE LA MARCHA DEL SECTOR ELÉCTRICO......................... 6

4. EVALUACIÓN DE LA MARCHA DEL SECTOR DEL GAS.............................. 9

5. SEGURIDAD DEL SUMINISTRO....................................................................... 10

6. SERVICIO PÚBLICO Y PROTECCIÓN DEL CONSUMIDOR/USUARIO ...... 11

7. ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES.................................................................. 12

8. CONCLUSIONES.................................................................................................. 12

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1. CONTEXTO DE LA PRESENTE COMUNICACIÓN

El plazo para que los Estados miembros incorporaran a sus leyes las nuevas Directivas sobre la electricidad y el gas1 finalizaba en julio de 2004, fecha en la que también entró en vigor el Reglamento sobre comercio transfronterizo de electricidad2. Las nuevas normas tienen como objetivo conseguir un sector de la electricidad y el gas competitivo en toda la Unión Europea, como se apuntó en las conclusiones del Consejo de Lisboa3.

Según las Directivas, la Comisión debe emitir informes periódicos anuales acerca del funcionamiento del mercado, y ha de hacerlo en colaboración con el Grupo de Reguladores Europeos de la Electricidad y el Gas (ERGEG), a partir de los datos de este organismo y de la información publicada en otras fuentes4. En un segundo documento, que se publicará a la vez que esta comunicación y la complementa, se proporcionará información más detallada.

2. RESUMEN GENERAL

En un reciente informe, recopilado para la DG Empresa acerca del crecimiento de la productividad en Europa5, se muestran los excelentes resultados de los sectores de suministro de servicios públicos, como se resume en el Cuadro 1, lo que subraya la importancia de la apertura de los mercados para mejorar el rendimiento en estos sectores así como la aportación que el energético puede hacer para cumplir los objetivos del Consejo de Lisboa.

Cuadro 1: Crecimiento de la productividad de la mano de obra: gas, electricidad y agua.

% anual 1979-1990 1990-95 1995-2001

UE-15: 2,7 3,6 5,7

EE.UU. 1,1 1.8 0,1

Sin embargo, muchos aspectos de la implantación del mercado interior siguen siendo insatisfactorios. En octubre de 2004, hubo de enviárseles a dieciocho Estados miembros una carta en la que se les advertía que aún no habían notificado plenamente a la Comisión qué medidas jurídicas habían adoptado para incorporar las últimas Directivas.

1 Directivas 2003/54 y 2003/55. 2 Reglamento 1228/2003. 3 Conclusiones del Consejo Europeo de 24/3/2000 (en inglés), núm. 100/1/00 de 23-24 de marzo de 2000. 4 Por ejemplo, el estudio cualitativo sobre los consumidores europeos y los servicios de interés general en la UE-25 (diciembre de 2003), de la DG de Sanidad y Protección de los Consumidores (Qualitative study - European consumers and services of general interest in the EU 25). 5 EU productivity and competitiveness: An industry perspective (Productividad y competitividad en la UE: la perspectiva del sector): Mary O’Mahony y Bart van Ark (ed.) para la DG Empresa, Comisión Europea, 2003.

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El retraso es motivo de preocupación ya que se ha podido comprobar que las disposiciones de las Directivas anteriores6 no han sido suficientes para lograr el grado de competencia deseado, ni siquiera en el caso de los mayores consumidores. Sería de esperar que estos clientes negociaran periódicamente sus contratos con los suministradores. Sin embargo, tras cinco años de apertura a la competencia en el sector eléctrico y más de tres en el mercado del gas, en la mayoría de los Estados miembros ha cambiado de proveedor menos del 50%. Además, muchos de ellos están descontentos con la gama de servicios ofrecidos.

Pero no sólo hay que tener en cuenta el número de usuarios que cambia de proveedor, sino la nacionalidad de éste. En muchos de los casos, los clientes sólo han podido elegir a otro suministrador del mismo país, de modo que la penetración de las empresas en mercados extranjeros se mantiene en niveles decepcionantes, lo que refleja una insuficiente integración de los mercados y una falta de infraestructuras de interconexión. Por lo general, los suministradores extranjeros disponen de menos del 20% de la cuota de mercado. Las únicas excepciones son aquellos mercados con un nivel razonablemente bueno de integración con sus Estados miembros vecinos o en los que los principales proveedores han sido, en la práctica, privatizados y adquiridos por empresas extranjeras.

Aunque, en términos reales, los precios de la electricidad son inferiores a los de 1995, han experimentado subidas en los últimos 18 meses, debido en parte al incremento del precio de las fuentes primarias de energía. Al mismo tiempo, el precio del gas es superior al de ese mismo año debido a su constante vinculación con el petróleo. Pese a que estas fluctuaciones son normales, las subidas de los precios les resultan especialmente desagradables a aquellos usuarios cuyas posibilidades de cambiar de proveedor parecen estar limitadas por barreras impuestas por la regulación y para quienes tienen poca capacidad de negociación porque el mercado presenta una estructura desfavorable. Especialmente preocupados se muestran los mayores consumidores por el hecho de que los suministradores no les ofrezcan un abanico suficientemente amplio de opciones contractuales, en particular cuando se trata de contratos de mayor duración.

En primer lugar, resulta clave la necesidad, no satisfecha, de integrar plenamente el suministro nacional de energía en un mercado a escala europea. En este contexto, es esencial seguir perfeccionando las normas para el comercio transfronterizo de electricidad con objeto de asegurarse, de ese modo, que se aprovechan en todo lo posible las infraestructuras existentes. Resultan igualmente importantes la adopción y aplicación del Reglamento7 propuesto para el sector del gas. Se necesitan asimismo nuevas inversiones en infraestructuras, un aspecto en el que se avanza con lentitud, como también se señaló en la Comunicación de la Comisión sobre la infraestructura y la seguridad del suministro de energía8.

En segundo lugar, los Estados miembros siguen sin hacer frente a la cuestión de la estructura del mercado. Como se ha resaltado en informes anteriores, los mercados del gas y la electricidad de demasiados Estados miembros están dominados por una o

6 Directivas 96/92 y 98/30. 7 COM (2003) 741. 8 COM (2003) 743.

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dos empresas, y la capacidad para competir en el comercio transfronterizo es a menudo insuficiente. Resulta imprescindible encontrar soluciones a estos problemas.

En tercer lugar, aunque se ha avanzado mucho en la desagregación de los distintos gestores de la red y en la implantación del acceso reglamentado de terceros, aún quedan algunos aspectos sin resolver. Para que el mercado funcione bien, es esencial contar con un gestor de la red de transporte totalmente independiente. Así mismo, los gestores de redes de distribución han de estar suficientemente desvinculados de las empresas suministradoras para garantizar que las tarifas estén acordes con los costes y que se elimine cualquier tipo de subvención cruzada. Así, es fundamental la independencia de los reguladores para garantizar unas condiciones justas de acceso a las redes en lo que se refiere a la estructura y los niveles tarifarios. A este respecto, el sector del gas presenta unas condiciones notablemente peores que el de la electricidad.

Un último grupo de cuestiones que puede suponer un obstáculo para el mercado interior es la persistencia de precios regulados para el usuario final de electricidad y gas en el contexto de un mercado competitivo y de los acuerdos de compra de energía a largo plazo que éste lleva aparejados. Aunque estas medidas de control constituyen una valiosa fórmula transitoria en la fase inicial de apertura del mercado, existe el riesgo de que con este planteamiento se asfixie la competencia, se restrinja la inversión y se confundan y contradigan las medidas de desagregación.

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3. EVALUACIÓN DE LA MARCHA DEL SECTOR ELÉCTRICO

3.1 Resumen

Aunque ya se han tomado o están en marcha muchas de las medidas necesarias para favorecer la competencia, los obstáculos mencionados en la Sección 2 anterior se dan en muchos de los mercados eléctricos de Europa, tal y como se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro 2: Resumen de los principales obstáculos para la competencia.9

Obstáculos Estados Cambio de compañía por parte de grandes usuarios

a) Sin grandes problemas SE, FI, DK, NO, UK >50%

b) Desagregación / Regulación LU, AT, DE entre 10% (LU) y 35%

(DE)

c) Estructura del mercado o falta de integración

FR, BE, GR, IE, ES, NL, LT, IT, SI, CZ, SK, LV

entre 0% (GR) y 35% (NL)

d) Acuerdos de compra de energía a largo plazo / precios al consumo regulados

PT, EE, PL, HU entre 0% (EE) y 25% (HU)

Además, los estados insulares de Malta y Chipre tienen un margen limitado para desarrollar la competencia en el sector eléctrico.

3.2 Desagregación y regulación efectivas

Los nuevos suministradores sólo podrán entrar en el mercado si se encuentran con condiciones justas de acceso a las redes de transporte y distribución. El correcto funcionamiento del mercado eléctrico pasa necesariamente por la independencia del gestor de la red de transporte. Se deben suprimir las subvenciones cruzadas y fomentar el acceso mediante la publicación de unos precios regulados que estén en consonancia con los costes de la explotación de la red en cuestión. En la actualidad, las tarifas de las redes son, a grandes rasgos, comparables en la mayoría de Estados miembros y cabe esperar que las que se salgan de los márgenes habituales se sometan a un estrecho seguimiento por parte de los reguladores.

3.3 Estructura del mercado e integración

La estructura del mercado eléctrico constituye un grave problema en muchas zonas de la UE: parece claro que sólo allí donde hay un número adecuado de agentes, es decir, en el Reino Unido y los países nórdicos, se ha podido desarrollar un mercado verdaderamente 9 En este cuadro, se identifica el obstáculo principal de cada Estado miembro. Esto no significa, sin embargo, que no haya otros obstáculos también.

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competitivo en todos los frentes. Además, muchos de los mercados de generación de electricidad de los nuevos Estados miembros se caracterizan por la continuación de acuerdos de compra de energía a largo plazo, lo que significa que el margen para que se desarrolle la competencia puede ser mucho menor que el que indican los análisis de las cuotas de mercado.

En último término, uno de los objetivos fundamentales es el desarrollo de un mercado mayorista con liquidez, de modo que los participantes, incluidos los potenciales de nuevo acceso, puedan comprar y vendar electricidad libremente para equilibrar sus carteras de generación y suministro. Sin embargo, el comercio de energía en la mayoría de los Estados miembros sigue careciendo en este sentido de liquidez suficiente. Tampoco existe toda la transparencia que sería deseable en lo que respecta a la estructuración de los precios en muchos mercados mayoristas.

No cabe duda de que la interconexión entre los Estados miembros ofrece enormes posibilidades de aumentar la competencia. Sin embargo, ha habido avances y retrocesos en este ámbito. Algunas agrupaciones de Estados miembros, como los países nórdicos, los de la Península Ibérica e Irlanda, han demostrado que no es imposible llevar a cabo determinados proyectos si existe el suficiente compromiso político. Asimismo, la aplicación del Reglamento 1228/03, relativo al transporte transfronterizo de electricidad, debería reportar mejoras generales. La coordinación en la asignación de capacidad transfronteriza mediante, por ejemplo, las propuestas de «acoplamiento de mercados» (market coupling) planteadas en el Foro de Florencia ampliará la liquidez y facilitará la aparición de nuevos participantes en los mercados nacionales.

3.4 Evolución de los precios

Con excepción de Italia, en 2004 se produjo la convergencia de los precios al por mayor en torno a los 30 €/MWh tanto en mercados bilaterales como en intercambios de energía normalizados. Sin embargo, los mercados a plazo ponen de manifiesto la probabilidad de que se produzcan subidas y el precio de la electricidad de consumo de base10 se sitúe en 2005 bastante por encima de los 30 €/MWh. En cierto sentido, esto supone una reacción al incremento de precios de las fuentes primarias de energía en los mercados internacionales.

No se ha producido convergencia en los precios al consumo, que incluyen los costes de red y un margen de suministro al por menor. Sigue existiendo una amplia diversidad en los precios para los consumidores finales en los distintos Estados miembros. Los precios de la electricidad para grandes usuarios oscilan entre menos de 40 €/MWh en Letonia y casi 80 €/MWh en Italia. De manera similar, los precios para pequeños consumidores y hogares se mueven entre menos de 60 €/MWh y más de 120 €/MWh.

3.5 Conclusiones

Muchos han sido los logros desde la introducción de la competencia: el establecimiento de principios de acceso regulado de terceros, la desagregación de las redes y cierto grado de integración de los mercados nacionales en agrupaciones mayores. Sin embargo, como se ha observado en muchos informes anteriores de la Comisión, el

10 El consumo o carga «de base» implica la disponibilidad de una cantidad constante a lo largo de 24 horas.

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principal obstáculo para un mayor desarrollo de la competencia es en la actualidad el problema de la concentración. Mientras esto sea así, los consumidores podrían perder la confianza en el mercado y reclamar una regulación más estricta. A este respecto, la reciente decisión de la Comisión de prohibir la adquisición de GDP por parte de EDP y ENI11 supone un importante precedente sobre cómo pretende abordar la Comisión la posible reestructuración del sector.

La independencia de los gestores de las redes de transporte y el aumento de la capacidad de interconexión resultan cruciales para seguir desarrollando los mercados de la electricidad. Sin tales inversiones, el potencial de desarrollo del mercado seguirá estando coartado, y las principales empresas establecidas conservarán buena parte de las ventajas de las que ya disfrutan.

La intensificación de las políticas de apertura a la competencia a escala nacional, unida a una mayor transparencia en la actuación de los participantes en los mercados mayoristas, también puede producir resultados positivos. Igualmente, la colaboración entre los reguladores nacionales, las autoridades de la competencia y la Comisión Europea posibilitaría mejoras sustanciales.

11 Comunicado de prensa IP/04/1455, 9 de diciembre de 2004.

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4. EVALUACIÓN DE LA MARCHA DEL SECTOR DEL GAS

4.1 Resumen

El desarrollo del mercado interior del gas requiere un grado mayor de integración y la intensificación de los esfuerzos encaminados a diversificar el suministro. Resulta evidente que aquellos Estados miembros poco integrados con sus países vecinos y que tienen un acceso limitado a fuentes externas han encontrado mayores dificultades para fomentar la competencia.

Por el contrario, los que pueden disponer de diferentes fuentes y que, además, han implantado mecanismos de cesión de capacidad parecen estar obteniendo resultados mucho mejores. Aparte del Reino Unido, que goza de una estructura competitiva madura, y de Irlanda, donde los grandes usuarios llevan años disfrutando de libertad de elección, los mejores resultados se aprecian en mercados situados cerca de diversas fuentes de recursos, como Bélgica, Dinamarca y los Países Bajos. Italia y España también han avanzado significativamente durante el último año. En todos los Estados miembros anteriormente mencionados, se calcula que al menos el 30% de los grandes usuarios ha cambiado de suministrador. Del resto de países, sólo Francia se está acercando a un grado parecido de desarrollo, sobre todo en sus regiones septentrionales. Alemania y Austria siguen avanzando a ritmo decepcionantemente lento, mientras que los nuevos Estados miembros tienen una serie de problemas pendientes que probablemente dificulten el desarrollo de la competencia.

4.2 Desagregación y regulación efectivas

En el caso del gas, el acceso a las redes en condiciones justas no sólo requiere tarifas de acceso acordes con los costes sino también la suficiente flexibilidad en la nominación de flujos para facilitar la entrada de nuevos participantes. En general, un sistema de entrada/salida tanto para las tarifas como para la reserva de capacidad en las redes de transporte propicia en mayor medida el desarrollo de un mercado competitivo, por lo que la mayoría de los Estados miembros está moviéndose en esa dirección. Pero en algunos casos, existen procedimientos poco flexibles que, al no contar con mecanismos adecuados de «utilización o pérdida» (use it or lose it), continúan suponiendo un obstáculo para la entrada de nuevos participantes. Las elevadas tarifas, sobre todo para el uso de redes de distribución de baja presión, siguen ocasionando problemas.

Los regímenes de almacenamiento y equilibrado también revisten una importancia capital para la apertura efectiva de los mercados. Muchos de ellos se mantienen poco definidos, sobre todo en los nuevos Estados miembros. Es de lamentar, por ello, que en el reciente Foro de Madrid no se consiguiera acordar unos procedimientos normalizados mínimos para el acceso a las instalaciones de almacenamiento.

4.3 Estructura del mercado e integración

Un problema fundamental a escala nacional reside en el hecho de que a menudo es una sola compañía la que introduce casi todo el gas en el mercado, lo que merma considerablemente las posibilidades de desarrollo de la competencia en la actividad de suministro. Aun cuando existen varios suministradores, la competencia entre ellos resulta en la práctica irreal si todos compran del mismo mayorista.

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Qué duda cabe de que en la medida en la que se llegue a crear un mercado del gas natural a escala europea, el problema se reducirá sustancialmente. Sin embargo, el desarrollo del mercado interior se ha visto limitado por la persistencia de reservas a largo plazo de capacidad de transporte. En determinadas áreas, la competencia ha resultado asimismo obstaculizada por la falta de coherencia entre las estructuras de cánones, peajes y tarifas de cada uno de los gestores de las redes de transporte. Por ejemplo, para transportar gas desde Zeebrugge hasta Budapest haría falta utilizar al menos cinco redes distintas, de manera que la complejidad que supondría calcular los costes desmotivaría a cualquier usuario de la red.

4.4 Precios

Los precios del gas continúan estando muy condicionados por los precios internacionales del petróleo, y a menudo esta circunstancia se refleja en los contratos entre los importadores de gas y los países productores. En consecuencia, el aumento de los precios del petróleo durante 2004 ha repercutido en el mercado del gas, incrementando el coste del gas natural al por mayor desde unos 10 €/MWh hasta alrededor de 12 €/MWh a finales de año.

Aunque los precios mayoristas del gas son similares en la mayoría de los Estados miembros, las últimas informaciones acerca de los niveles de venta minorista, publicadas por Eurostat, siguen mostrando grandes divergencias, pues los precios oscilan entre 10 y 25 €/MWh para grandes usuarios y entre 15 y 40 €/MWh para los hogares.

4.5 Conclusión

En muchos casos, los mercados de gas siguen estando sometidos a un notable grado de rigidez, normalmente como resultado de la persistente falta de integración entre los mercados nacionales. Sin competencia transfronteriza, las principales compañías ya establecidas pueden salvaguardar su posición dominante sin problemas. Además, la existencia de regímenes de almacenamiento y equilibrado inadecuados, así como de tarifas de distribución elevadas, también dificulta el cambio de suministrador en varios países.

5. SEGURIDAD DEL SUMINISTRO

Electricidad

En términos generales, la capacidad de generación de electricidad resulta adecuada en los Estados miembros de la Unión Europea. Aunque hubo algunas dificultades en 2003, se ha mejorado la situación considerablemente en Italia y España con la incorporación de más capacidad al sistema. Sin embargo, los países nórdicos presentan aún condiciones relativamente precarias12.

En algunos casos se han adoptado medidas especiales para fomentar la inversión en capacidad de generación. Muchos Estados miembros poseen algún mecanismo explícito 12 Según datos publicados por los gestores de las redes de transporte. Por ejemplo, la previsión sobre la adecuación de la red en el periodo 2004-2010 (System Adequacy Forecast 2004 – 2010), UCTE, diciembre de 2003: Retrospectiva sobre la adecuación de la red de UCTE en el año 2003 (UCTE System Adequacy Retrospect 2003), UCTE, junio de 2004.

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de pagos de capacidad, mientras que Noruega y Suecia también cuentan con un régimen de opciones de capacidad. Otros disponen de alguna forma de garantía de capacidad en la configuración de mercados de equilibrado o la contratación de capacidad de reserva por parte del GRT. Por último, algunos Estados miembros han optado por un proceso de licitaciones.

En algunos casos, resulta necesario también desarrollar las interconexiones para garantizar un uso eficaz de la capacidad de generación disponible y para reducir la sobreexplotación del sistema causada por la congestión de los cuellos de botella en algunos puntos clave. La Unión Europea está aún lejos de los objetivos fijados en el Consejo Europeo de Barcelona, según los cuales las interconexiones transfronterizas deberían representar al menos el 10% de la capacidad de producción en cada Estado miembro en 2005. De ahí que la Comisión haya propuesto en su borrador de Directiva sobre seguridad del suministro e infraestructura eléctrica que se aumente el grado de coordinación y de competencias de los reguladores nacionales en lo relativo a las interconexiones.

Gas

Por el momento, la capacidad de importación en la Unión Europea parece más que suficiente para responder a la demanda. Mientras se disponga de capacidad, los países productores y los suministradores de la UE seguirán contando con grandes incentivos para firmar contratos que permitan cubrir una demanda de gas que cada vez es mayor. En la actualidad, por lo tanto, hay pocas medidas muy específicas que se estén aplicando en este sector de manera general. A medio plazo, se está considerando o ya está en marcha una serie de proyectos al respecto, en particular para terminales de GNL. Se espera que se produzca este tipo de inversiones sin medidas específicas de apoyo.

6. SERVICIO PÚBLICO Y PROTECCIÓN DEL CONSUMIDOR/USUARIO

En julio de 2007 a más tardar, todos los consumidores tendrán la posibilidad de elegir como suministradores de electricidad y de gas la opción que les parezca más atractiva. En este contexto, es importante que la apertura del mercado les brinde a los clientes el mismo grado de fiabilidad en el abastecimiento de electricidad y gas, y al menos el mismo nivel de transparencia y claridad a la hora de cobrarles por el servicio, decidan o no cambiarse de suministrador. Igualmente, en lo que respecta a las disposiciones de las Directivas acerca del etiquetado de las fuentes de energía, los Estados miembros habrán de garantizar la aplicación homogénea de este requisito para que los consumidores puedan disponer de información suficiente para elegir con garantías.

Algunos usuarios domésticos y pequeños comercios han señalado que a menudo la libertad de elección se ve coartada por falta de información, como la relativa a la comparación de precios, que o no existe o es difícil de entender. Hay que mejorar en este aspecto, y tanto los reguladores como el sector mismo han de garantizar la existencia de información útil sobre los precios y los servicios, presentada de forma objetiva y transparente.

Además de velar por el cumplimiento de las mencionadas condiciones de las Directivas, la otra gran preocupación de la Comisión atañe a que las obligaciones de servicio público no distorsionen el mercado y les permitan a los suministradores acceder a todos

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los clientes en condiciones equiparables. En este sentido, ya se ha señalado el efecto distorsionador que puede provocar la regulación de los precios al consumo.

7. ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES

El mercado interior de la energía deberá desarrollarse de manera compatible con los objetivos de sostenibilidad de la Comunidad. Esto significa que se han de mantener los incentivos necesarios para apoyar la penetración de las energías renovables, la reducción de las emisiones y la gestión de la demanda. La liberalización también ofrece oportunidades de acceso al mercado a nuevos participantes con planes innovadores y propicia estrategias de diferenciación basadas, por ejemplo, en aspectos medioambientales.

La información proporcionada por las autoridades de los Estados miembros demuestra que estas políticas siguen dando sus frutos. Durante 2003 las empresas generaron más de 7.000 nuevos MW provenientes de energías renovables y métodos eficientes de producción combinada calor-electricidad (PCCE), mayoritariamente en Alemania y España. Esto supera con creces el 50% de la nueva capacidad de generación incorporada al sistema en 2003. Las previsiones de desarrollo son halagüeñas en lo que se refiere a nuevas tecnologías como la micro-cogeneración, que comienza a surgir en el mercado. Muchos Estados miembros mantienen una política activa en lo referido a la gestión de la demanda mediante incentivos fiscales.

8. CONCLUSIONES

Europa está inmersa en el proceso de creación de una amplia comunidad energética basada en normas y prácticas comunes que trasciende las fronteras de la Unión. Los Estados miembros han de mantener su compromiso con este objetivo en las decisiones que tomen respecto de la aplicación de las Directivas y la restructuración del sector. Sólo de este modo se logrará el objetivo de crear un mercado competitivo y seguro.

Con estas premisas, resultan cruciales para conseguir un mercado competitivo la inversión en infraestructuras y la gestión racional de las redes. Aunque ya se han tomado algunas medidas en este sentido, siguen siendo pertinentes las advertencias expresadas en Comunicaciones anteriores así como la propuesta de Directiva sobre infraestructuras y seguridad del suministro, de modo que es necesario avanzar, de una forma u otra, en estos aspectos.

El papel que desempeñen unos reguladores independientes resulta esencial para el desarrollo de la competencia. Las decisiones que tomen sobre los cánones, peajes y tarifas de las redes y otras normas importantes del mercado seguirán perfilando la forma que adopte éste. En un contexto tal, sigue revistiendo importancia garantizar que las autoridades cuenten con recursos y competencias suficientes.

Está por ver si las mejoras promovidas en las Directivas son las apropiadas para lograr los objetivos del mercado interior, especialmente si los Estados miembros adoptan una actitud minimalista a la hora de transponer la legislación comunitaria actual. Una cosa cierta es que, en el nuevo contexto mundial de aumento de los precios de la energía primaria, nunca había sido tan importante que la Comunidad cumpla su compromiso de crear un mercado competitivo.

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COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS

Bruselas, 5.1.2005

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DOCUMENTO DE TRABAJO DE LOS SERVICIOS DE LA COMISIÓN

Anexos técnicos al

Informe de la Comisión relativo a la puesta en práctica del mercado interior del gas y la electricidad

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ANEXO 1 Información técnica

RESUMEN SOBRE LA APLICACIÓN

Electricidad Gas

Apertura del mercado

Tamaño del

mercado abierto en TWh

Umbral de cualificación Separación

Apertura del

mercado

Tamaño del

mercado abierto en bcm


GRT GRD GRT GRD Austria 100% 55 - jur. jur. 100% 7 - jur. jur.

Bélgica 90% aprox. 60 1 jur. jur. 90% aprox. 11 1 jur. jur.

Dinamarca 100% 33 - jur. jur. 100% 5 - prop. jur.

Finlandia 100% 80 - prop. cont.

Francia 70% 275 ND jur. gest. 70% 28 ND jur. cont. Alemania 100% 500 - jur. cont. 100% 82 - cont.2 cont. Grecia 62% 29 ND3 jur. no Irlanda 56% 12 1 GWh jur. gest. 86% 3 0,5 mcm gest. gest.

Italia 79% 225 ND prop. jur. 100% 62 - jur. jur.

Luxemburgo 57% 3 20 GWh gest. gest. 72% 1 15 mcm gest. gest.

Países Bajos 100% 100 - prop. jur. 100% 38 - jur. jur.

Portugal 100% 42 - prop. cont.

España 100% 210 - prop. jur. 100% 20 - jur. jur.

Suecia 100% 135 - prop. jur. 50%4 1 15 mcm cont. cont.

R. Unido5 100% 335 - prop. jur. 100% 95 - prop. prop.

Noruega 100% 110 - prop.

jur. / cont.

Estonia 10% 1 40 GWh jur. jur. 95% 1 ND cont. cont. Letonia 76% 4 ND cont. cont. 0% 0 - cont. cont. Lituania no conocido no conocido jur. jur. 70% 2 1 mcm cont. cont. Polonia 52% 50 1 GWh jur. cont. 34% 4 15 mcm jur. cont.

R. Checa 47% 25 6 jur. cont. 0% 0 - ninguna

ninguna

Eslovaquia 66% 15 ND jur. gest. 34% 2 15 mcm gest. gest. Hungría 67% 22 ND jur. cont. 69% 8 ND jur. cont. Eslovenia 75% 10 ND jur. cont. 91% 1 ND jur. cont. Chipre 35% 1 350 MWh gest. no Malta 0% 0 n. d. 7

1 Apertura plena del mercado en la región de Flandes. Usuarios no domésticos (ND) en otras regiones. 2 Cierto grado de desagregación jurídica aplicada de manera voluntaria. 3 En las islas no interconectadas, todos los usuarios son no cualificados. 4 95% desde el 1 de enero de 2005, todos ellos usuarios no domésticos. 5 En Irlanda del Norte, el mercado de la electricidad está abierto a usuarios no domésticos. 6 Si se mide por horas. 7 Modelo de comprador único.

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Electricidad Gas

Apertura del mercado

Tamaño del

mercado abierto en TWh


Apertura del

mercado

Tamaño del

mercado abierto en bcm


GRT GRD GRT GRD Países candidatos Rumanía 33% 25 40 GWh jur. gest. 40% 5 3 mcm jur. cont.

Bulgaria 22% 5 40 GWh cont. cont. 82% 2 20 mcm8 cont. cont.

Turquía 29% 30 7,8 GWh jur. cont. 80% 12 1 mcm jur. jur. Croacia 0% 0 - no no Otros países vecinos Bosnia 0% 0 - no no Serbia / Mont. 0% 0 - no no ARYM 18% 100 KV no no Albania 8% 50 GWh jur. gest.

Fuente: Información proporcionada por las autoridades reguladoras y los Estados miembros.

8 Y todos los productores y generadores de PCCE.

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COMPARACIÓN DE PRECIOS

Gráfico 1: Comparación de los precios de la electricidad para el usuario final: julio de 20049

Gráfico 2: Comparación de los precios del gas para el usuario final: julio de 200410

Fuente: Eurostat.

9 “Grandes consumidores”: precio Eurostat medio para consumidores tipo Ie e Ig. “Pequeños consumidores”: precio

Eurostat medio para consumidores tipo Ib, Dc y Dd. Impuestos no incluidos en los datos de los precios. En los precios correspondientes a Alemania se incluyen las tasas municipales por derechos de paso.

10 “Grandes consumidores”: precio Eurostat medio para consumidores tipo I4 e I3. “Pequeños consumidores”: precio Eurostat medio para consumidores tipo I1, D3 y D2. Impuestos no incluidos en los datos de los precios.

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ESTIMACIÓN DE CAMBIOS DE SUMINISTRADOR: ELECTRICIDAD

Grandes consumidores industriales

cualificados11 Pequeñas empresas / hogares

desde apertura del mercado

durante 2003

desde apertura del mercado

durante 2003

Austria 22%12 7% 3% 1% Bélgica 35% 8% 19%13 19% Dinamarca > 50% 22% 5% 5% Finlandia > 50% 16% no conocido 4% Francia 22% no conocido Alemania 35%14 no conocido 6%15 no conocidoGrecia 0% 0% Irlanda >50% 6% 1% 1% Italia 15% aprox. no conocido Luxemburgo 10% no conocido Países Bajos 30% no conocido 35% no conocidoPortugal 9%16 7% 1% 1% España 18% 5% 0%17 0% Suecia >50% 5% no conocido 10% R. Unido >50% no conocido >50% 22% Noruega >50% 15% >50% 19% Estonia 0% 0% Letonia 0% 0% Lituania 17% 17% Polonia 10% 7% R. Checa no conocido no conocido Eslovaquia 10% 3% 4% no conocidoHungría 24% 19% Eslovenia 10% 10% Chipre 0% 0% Malta 0% 0% Países candidatos Rumanía 24% 13% Bulgaria 0%18 0% Turquía 2% 2% Croacia 0% no conocido Otros países vecinos Bosnia 0% 0% Serbia / Mont. 0% 0% ARYM 0% 0% Albania 0% 0%

Fuente: Datos facilitados por las autoridades reguladoras.

11 En general, este parámetro se refiere a clientes que consumen más de 1 GWh al año. 12 El 100% ha renegociado el contrato con su propio suministrador. 13 Sólo en la región de Flandes. 14 Aproximadamente el 65% restante ha renegociado el contrato con su propio suministrador. 15 Otro 25-50% ha renegociado el contrato con su propio suministrador. 16 Corresponde al 19% del consumo de alta tensión. 17 Aproximadamente el 18% ha renegociado el contrato con su propio suministrador. 18 2 o 3 grandes consumidores han cambiado de suministrador a lo largo de 2004.

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ESTIMACIÓN DE CAMBIOS DE SUMINISTRADOR: GAS

Grandes consumidores industriales cualificados Pequeñas empresas / hogares

desde apertura del mercado durante 2003 desde apertura del

mercado durante 2003

Austria 9% 9% 0,5% 0,5% Bélgica19 60% no disponible 4% 4% Dinamarca 30% 3% 20 Francia 25% 5% Alemania 7% no conocido <2% 0% Irlanda >50% 1% Italia 30% no conocido 35% 35% Luxemburgo <5% no conocido Países Bajos 30% aprox. no conocido 2% no conocido España >50% 22% 5% 5% Suecia no conocido no conocido R. Unido >50% 19% 47% 13% Estonia 20% 0% Letonia 0% 0% Lituania 0% 0% Polonia 0% 0% R. Checa 0% 0% Eslovaquia 0% 0% Hungría 5% 5% Eslovenia 0% 0% Países candidatos Croacia 0% 0% Rumanía >50% >50% Bulgaria 0% 0% Turquía no conocido no conocido

Fuente: Datos facilitados por las autoridades reguladoras.

19 Grandes consumidores: 90% en Flandes; 40% en Valonia. Pequeños consumidores: sólo en Flandes. 20 Alrededor del 3% de las PYME ha cambiado de suministrador a lo largo de 2004.

ES ES 6

MEJORAS DE LA PRODUCTIVIDAD EN EL SECTOR DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

Crecimiento anual de productividad de mano de obra en el suministro de electricidad, gas y agua (% por año, periodo 1990-2001, UE a 15) 1 990-95 1995-2001 Austria 3,5 3,5 Bélgica 4,4 6,3 Dinamarca 5,4 no conocido Finlandia 7,9 5,4 Francia 2,2 3,6 Alemania 3,5 6,2 Grecia 2,0 5,5 Irlanda 18,2 7,9 Italia 3,2 3,6 Luxemburgo 5,2 5,4 Países Bajos 1,9 4,5 Portugal 8,7 14,4 España 1,7 5,5 Suecia 1,6 0,6 R. Unido 5,2 10,4

Fuente: Informe de la DG ENTR21.

21 Productividad y competitividad en la UE: la perspectiva del sector.

http://europa.eu.int/comm/enterprise/library/lib-competitiveness/series_competitiveness.htm.

ES ES 7

PRESENCIA DE LAS COMPAÑÍAS MAYORES EN DETERMINADOS ESTADOS MIEMBROS

Electricidad Gas Empresas por países MAYORES OTRAS

SIGNIFICATIVAS MAYORES OTRAS SIGNIFICATIVAS

Austria VERBUND RWE, EON, EDF OMV GDF, RWE

Bélgica E-BEL EDF, ESSENT, NUON, CENTRICA DISTRIGAS ESSENT, NUON, CENTRICA

Dinamarca ELSAM E2, VF, EON DONG Finlandia FORTUM VF, EON GASUM Francia EDF E-BEL, ENDESA GDF TOTAL

Alemania RWE EON, VF, EDF EON WINGAS, RWE, EXXON, SHELL

Grecia PPC DEPA Irlanda ESB NIE (Viridian) BGE RWE

Italia ENEL E-BEL, ENDESA, EDISON, VERBUND ENI EDISON

Países Bajos E-BEL ESSENT, NUON, EON SHELL EXXON

Portugal EDP ENDESA GDP

España ENDESA IBERDROLA, EDP, ENEL, UNION FENOSA GAS. NAT BP , IBERDROLA, CEPSA

Suecia VF EON, FORTUM EON DONG,

G. Bretaña EDF , EON, RWE, CENTRICA CENTRICA SHELL, EXXON, BP, EON,

EDF, RWE Polonia BOT PKE, PAK, E-BEL, EDF PGNIG R. Checa CEZ RWE, EON RWE EON

Eslovaquia ENEL TEKO, RWE, EDF, EON SPP (GDF, EON)

Hungría MVM EDF, EON, RWE MOL GDF, RWE, EON, ENI Eslovenia HSE GEOPLIN

Fuente: Cálculos de la DG TREN.

ES ES 8

ANEXO 2 Desagregación y acceso a las redes: electricidad

Contexto

Para que el mercado sea verdaderamente competitivo es fundamental que haya unas condiciones justas de acceso a las redes, en lo referente a la explotación de sus instalaciones físicas y también de servicios auxiliares como el suministro de energía de equilibrado. Para garantizar que esto se cumple, las nuevas Directivas exigen que se reglamenten los procedimientos de establecimiento de tarifas para estos servicios así como la separación jurídica y funcional tanto de los gestores de redes de transporte como de distribución.

Separación de actividades

En el cuadro 2.1 se muestra la situación actual referente a la separación de las actividades de gestión de la red eléctrica.

Cuadro 2.1: Desagregación de gestores de redes: electricidad22

Modelo básico de desagregación

Publicación de cuentas

Responsable de cumplimiento23

Identidad corporativa diferenciada

Ubicaciones diferenciadas

Total Sí

GRT GRD GRT GRD GRT GRD GRT GRD GRT GRD Austria J J sí sí sí sí sí no sí no 6 Bélgica J J24 sí sí sí sí25 sí sí sí sí24 7 Dinamarca J J sí sí sí sí sí no sí N 6

Finlandia P C sí sí sí no sí no sí grandes 5½

Francia J G sí no sí sí sí no sí no 5

Alemania J C sí sí sí no sí no sí en parte 5½

Grecia J no no no no no sí no no no 1 Irlanda J / G G sí sí no sí sí sí sí no 6 Italia P J sí sí sí sí sí no sí no 6 Luxemburgo G G sí sí no no no no no no 2 P. Bajos P J sí sí sí sí sí no sí no 6 Portugal P C sí sí sí sí sí no sí sí 7 España P J sí sí sí sí sí sí sí no 7 Suecia P J sí sí sí no sí sí sí sí 7 R. Unido P J sí sí sí sí sí a veces sí sí 7½ Noruega P J / C sí sí sí no sí no sí no 5 Estonia J J sí sí sí sí no no sí no 5 Letonia C C sí sí sí sí no no sí sí 6 Lituania J J sí sí sí sí sí no sí sí 7 Polonia J C sí no no no sí no sí no 3 R. Checa J C sí sí no no sí sí sí no 5 Eslovaquia J G sí sí no no sí no sí ? 4 Hungría J C sí sí no no sí no sí no 4 Eslovenia J C sí sí no no sí no sí no 4 Chipre G no sí no sí sí no no no no 3 Malta C sí no no no 1

22 Separación de Propiedad, Jurídica, de Gestión, Contable. J / G indica separación jurídica del gestor de la red y separación

de gestión y propiedad de la misma. 23 Si la propiedad está separada, se consigna automáticamente “S”. 24 En la región de Bruselas no existe aún separación jurídica. 25 No en la región de Flandes.

ES ES 9



Responsable de cumplimiento



Total Sí

GRT GRD GRT GRD GRT GRD GRT GRD GRT GRD Países candidatos Rumanía J G sí sí sí no sí no sí sí 6 Bulgaria C C sí sí sí sí no no no no 4 Turquía J C sí sí no no sí no sí no 4 Croacia no no no n. c. no n. c. no n. c. no n. c. 0 Otros países vecinos Bosnia no no no n. c. no n. c. no n. c. no n. c. 0 Serbia / Mont. no no no no no no no no no no 0

ARYM no no no n. c. no n. c. no n. c. no n. c. 0 Albania J G sí sí sí no sí no sí no 5

Fuente: Autoridades reguladoras. n. c. = no conocido

Estos datos permiten comprobar que casi todos los Estados miembros cumplen los requisitos de la Directiva en lo referido a la red de transporte. También existe un grado relativamente alto de separación de gestión en dichas compañías según los cuatro indicadores elegidos.

Hasta 2007 no es necesario que los gestores de redes de distribución culminen la desagregación, con excepción de la parte contable, aunque algunos Estados miembros no han dado este paso aún. Además, en la mayoría de los Estados miembros se aprecia que la actividad de la distribución sigue integrada desde el punto de vista de la gestión con la del suministro, y ambas se encuentran todavía a cargo de organismos municipales. Finalmente, sólo unos pocos gestores tienen una ubicación o identidad corporativa separada.

Acceso a las redes

Es imprescindible establecer normas estrictas de desagregación para garantizar que las tarifas de acceso a las redes estén en consonancia con los costes y no comporten subvenciones cruzadas ocultas. Por lo tanto, las autoridades reguladoras tienen la misión fundamental de asegurarse de que los gestores de redes no recogen beneficios excesivos. De otro modo, por ejemplo, las empresas verticalmente integradas podrían forzar a sus filiales a llevar a cabo conductas de precios predatorios independientemente de las pérdidas en las que incurran. Las autoridades reguladoras también han de garantizar que se asignan correctamente los costes de los servicios compartidos y que se establecen estructuras de tarificación no discriminatorias, iguales para todos los usuarios de la red, ya sean filiales de otras empresas o suministradores independientes.

En el cuadro 2.2 se muestran los últimos datos procedentes de las autoridades reguladoras acerca de las tarifas de red que pagan en la actualidad distintos usuarios. En ellos se pueden observar divergencias significativas, sobre todo en el caso de las PYME y los hogares, debidas por lo general a las diferencias en las tarifas de distribución. Algunos Estados miembros parecen tener tarifas de red muy por encima de la media. En estos casos, las autoridades reguladoras han de analizar en profundidad las razones del elevado precio a la hora de aprobar los métodos de cálculo de las tarifas.

ES ES 10

Cuadro 2.2: Acceso a las redes: electricidad26

Tensión media Tensión baja

Número de empresas de transporte

Número de empresas de distribución

Tarifa total media prevista

Categoría Eurostat Ig (€ / MWh)


Categoría Eurostat Ib (€ / MWh)


Categoría Eurostat Dc (€ / MWh)

Austria 3 133 11 56 61 Bélgica 1 27 14 50 58 Dinamarca 2 125 no disponible 23 42 Finlandia 1 104 16 32 40 Francia 1 166 12 40 48 Alemania 4 950 9 55 62 Grecia 1 1 no disponible Irlanda 1 1 17 44 50 Italia 1 170 11 52 36 Luxemburgo 2 11 no disponible Países Bajos 1 20 11 31 36 Portugal 1 11 6 42 38 España 1 308 7 36 35 Suecia27 1 180 11 22 44 R. Unido 228 15 15 35 30 Noruega 1 150 13 27 3029

Estonia 1 17 - - - Letonia 1 7 18 42 38 Lituania 1 7 no disponible Polonia 1 21 13 34 27 R. Checa 1 360 12 32 32 Eslovaquia 1 3 22 33 32 Hungría 1 6 9 30 40 Eslovenia 1 5 10 45 29 Chipr e 1 1 Malta 0 1 no disponible Países candidatos Rumanía 1 8 10 18 18 Bulgaria 1 9 6 11 26 Turquía 1 9 10 11 11 Croacia 1 1 no disponible Otros países vecinos Bosnia 3 4 Serbia / Mont. 1 27 ARYM 1 1 Albania 1 1

no se analiza en este informe

Fuente: Autoridades reguladoras y análisis de la DG TREN.

26 En el cálculo de las tarifas no se incluyen gravámenes ni impuestos. Se incluyen tanto las tarifas de transporte como las

de distribución. 27 Basado en ejemplos de STEM: consumidores de 5 GWh, 30 MWh y 5.000 KWh. 28 Pronto se nombrará a National Grid gestor de red para toda Gran Bretaña. 29 Tomando para el cálculo un hogar con consumo medio (18.000 KWh)

ES ES 11

Equilibrado

Las condiciones de suministro de energía de equilibrado también son de vital importancia para el funcionamiento del mercado de electricidad. Esto es así porque los suministradores de electricidad no siempre pueden prever e inyectar en la red con exactitud la cantidad de energía que necesitan consumir sus clientes. El servicio de equilibrado es tarea de los gestores de redes de transporte, quienes, a su vez, recurren a otros generadores del mercado para que proporcionen las reservas adecuadas. Es un requisito de la Directiva que las autoridades reguladoras aprueben los métodos de cálculo del precio del equilibrado. También pueden intervenir ex post obligando a la revisión de dichos precios.

Dos son los principales sistemas que se utilizan para el comercio de electricidad en el mercado mayorista de la UE y que influyen en el procedimiento de equilibrado. En la mayoría de los Estados miembros el mercado se organiza mediante contratos bilaterales entre generadores y suministradores o entre generadores y grandes consumidores industriales. En el caso de que un suministrador no haya comprado la suficiente cantidad para cubrir las necesidades de sus consumidores en un periodo determinado, sufre un desequilibrio y ha de pagar una inyección adicional de energía por parte del GRT. Éste, a su vez, obtiene la electricidad de otros generadores del mercado mediante un proceso de mercado conocido como “net pool” o bolsas de mercado centralizadas.

El precio que paga el suministrador con déficit depende a menudo del precio al que los otros generadores ofrecen energía de equilibrado al GRT. Aquí se establece otra distinción en función de si existe un sistema de precios único o dual. En el primer caso, el precio que paga el suministrador con déficit es diferente del que reciben los proveedores con excedentes. Este sistema fomenta que todos los suministradores se mantengan sin desequilibrios. En un sistema de precios único, se utiliza el mismo precio de referencia tanto para suministradores deficitarios como excedentarios. En este caso, el GRT actúa como intermediario, a través del cual las empresas que ofrecen energía de equilibrado se la venden a otros suministradores y éstos se la compran.

El otro modelo de comercio de electricidad, utilizado sobre todo en España, supone que todos los intercambios de electricidad se efectúan por medio de un sistema de “pool obligatorio”30, en el que los suministradores compran toda la energía de la que van a disponer, incluida la necesaria para compensar desequilibrios (tanto por exceso como por defecto), de modo que, hasta cierto punto, se socializan los costes derivados de los ajustes y equilibrados. Si se diseña bien, el sistema puede servir para reducir los riesgos que corren los nuevos suministradores al entrar al mercado. A la vez, sin embargo, puede resultar más caro en términos globales puesto que los usuarios de la red tendrán menos motivaciones para evitar desequilibrios. A continuación se presenta un resumen de las principales formas de equilibrado, en el cuadro 2.3.

30 Entre los generadores y los suministradores se pueden utilizar contratos bilaterales de cobertura, conocidos como

“contratos por diferencias”, si quieren llegar a un acuerdo bilateral basado en precios fijos.

ES ES 12

Cuadro 2.3: Medidas del equilibrado de electricidad

Régimen de

equilibrado31

Periodo de equilibrado (minutos)

¿Cómo se fijan las tarifas?

Sistema de precios

único (U) o dual (D)

Equilibrado supranacional (S), nacional

(N) o regional (R)

¿Mercado intradiario?

“Cierre de

puertas”

¿Generador único

dominante en área de

equilibrado?

% de energía de equilibrado suministrado

por ubicaciones no nacionales en

2003 Austria N 15 mercado otro R previsto diario sí 0% Bélgica N 15 regulación D N sí ex post sí no conocido Dinamarca N 60 mercado D S sí32 ½ hora no 25% Finlandia N 60 mercado D S sí ½ hora no no conocido

Francia N 30 mercado D N sí 6

durante el día

sí no conocido

Alemania N 15 mercado U R parcial 3

durante el día

sí 0%

Grecia N 60 GRT U N no diario sí 4%

Irlanda N33 30 reg. / mercado D N no diario sí no conocido

Italia N / O 60 reg. / GRT D R no diario sí 0% Luxemburgo no disponible P. Bajos N 15 mercado D N sí 1 hora no marginal

Portugal N 60 regulación D N sí 2

durante el día

sí 0%

España O 60 mercado U N sí 2¼-3¼ horas no 0%

Suecia N 60 mercado D S sí 1 hora no no conocido R. Unido N 30 mercado D N sí ½ hora no no conocido Noruega N 60 mercado U S sí 1 hora no significativo

Estonia N 60 GRT no conocido S no diario sí 0%

Letonia N 60 GRT no conocido S no 2 horas no 0%

Lituania N 60 reg. / GRT no conocido N sí 2 horas sí parte

Polonia N 60 mercado D N no diario no 0%

R. Checa N 60 mercado no conocido N sí 1½

horas sí 0%

Eslovaquia N 60 regulación no conocido N no diario sí 25 GWh

Hungría N 15 regulación U N no diario sí 0% Eslovenia N 60 mercado D N no diario sí 0%

Chipre N 30 GRT no conocido N no 6 horas sí no

Malta no aplicable; sólo una empresa de generación Países candidatos Rumanía N 60 mercado no

conocido N no diario no 0%

Bulgaria N 60 regulación no conocido N no diario no 0%

Turquía N 300-660 mercado no conocido N no diario no no conocido

Croacia no disponible

Fuente: Autoridades reguladoras, ESTO: “Current State of Balance Management in Europe” (“Situación actual de la gestión del equilibrio en Europa”), diciembre de 2003.

31 N = intercambios bilaterales y mercado de equilibrado de “pool Neto”; O = modelo “pool Obligatorio”. 32 Para la región Este de Dinamarca. 33 Cambio a “pool obligatorio” previsto para 2005.

ES ES 13

Las medidas de equilibrado pueden ocasionarles problemas a los nuevos suministradores por una serie de razones. Por ejemplo, si el precio de la energía de equilibrado se establece en el marco del mercado y sólo hay uno o dos generadores en situación de proporcionar este tipo de servicios, las tarifas pueden llegar a ser poco razonables.

En los siguientes gráficos podemos ver ejemplos de los precios pagados por la energía de equilibrado en determinados Estados miembros durante el mes de septiembre de 2004. En el gráfico de la izquierda se aprecia el precio pagado a los GRT en caso de que el suministrador no haya inyectado suficiente electricidad para cubrir la demanda. En el de la derecha se muestran las cantidades pagadas por los GRT cuando un suministrador ha inyectado electricidad en exceso. Cuanto mayor sea la diferencia entre los precios, más costoso puede resultarles a los suministradores cualquier imprevisto.

Estos gráficos ponen de manifiesto condiciones desfavorables en algunos Estados miembros, sobre todo allí donde se mantienen grandes diferencias entre los precios de compra y venta. Las autoridades reguladoras han de ser especialmente cuidadosas a la hora de analizar el sistema de cálculo de tarifas cuando se encuentren con precios altos de compra en periodos de baja demanda, como en horario nocturno.

Gráfico 2.1: Precios medios de equilibrado de energía en determinados Estados miembros, del 1 al 30 de septiembre de 2004

Pagados a GRT para despachar déficits Pagados por GRT para despachar excedentes

Fuente: Sitios web de los GRT.

Nota: BEmax es el precio pagado / recibido en Bélgica si el desequilibrio excede un determinado umbral.

ES ES 14

Los problemas ocasionados cuando hay grandes diferencias entre los precios de compra y venta se agudizan en el caso de que una empresa suministradora no disponga de suficientes oportunidades para reducir sus desequilibrios por medio de formas habituales de comercio. Si no se pueden modificar las nominaciones en tiempo casi real y no hay mercado intradiario, el suministrador puede verse penalizado por un desequilibrio que podría haber resuelto si hubiera dispuesto de más tiempo. Incluso con posibilidades de maniobra comercial, la estructura de concentración de muchos Estados miembros también puede situar en desventaja a los nuevos participantes puesto que se les obliga a elegir entre dos opciones insatisfactorias, el intercambio con la principal compañía del país o hacer frente a precios de equilibrado en los que sus competidores también tienen una gran capacidad de influencia.

En tales circunstancias, puede ser preferible adoptar medidas de regulación directa. De todos modos, siempre es necesario mantener un estrecho control regulador de los mercados de equilibrado para garantizar que las empresas ya existentes no abusan de su posición de dominio. En ciertos casos se sigue considerando adecuado que las autoridades reguladoras ejerzan un control directo de los precios de provisión de servicios de equilibrado.

A medio plazo, se podrían conseguir mejoras considerables integrando áreas de equilibrado en bloques mayores, no sólo en el interior de los Estados miembros sino entre sí. Esto mejoraría mucho la estructura del mercado. En los países nórdicos existe un mercado de equilibrado parcialmente integrado, y en Alemania y Austria se están estudiando algunas medidas al respecto. La introducción de ofertas de la parte de la demanda también se ha demostrado que reporta importantes beneficios.

Conclusiones

Las autoridades reguladoras nacionales deberán supervisar cuidadosamente las condiciones de acceso a las redes para garantizar que no se ejerce ningún tipo de discriminación. Los suministradores han de tener la confianza de que las condiciones que se les impone para utilizar las redes son idénticas a las que se encuentran otros usuarios de las mismas, incluidas las empresas filiales de los gestores de las redes. En el siguiente cuadro se resume la información expuesta anteriormente acerca del acceso a las redes y la desagregación de actividades.

Cuadro 2.4: Acceso reglamentado de terceros: resumen

Acceso a la red GRANDES CONSUMIDORES PEQUEÑOS CONSUMIDORES

tarifas de red “desajustadas” o no disponibles34 GR35, LU AT, BE, DE, GR, IT, LU

Equilibrado

régimen de equilibrado favorable / precios que cumplen la reglamentación DK, FI, SE, UK, NO, IE, ES

régimen con algunos elementos favorables AT, FR, IT, NL, PT, LT, LV, CZ, SK, HU, SI

régimen “desajustado” o poco claro DE, BE, GR, EE, PL

34 Una tarifa “desajustada” sería la que estuviera muy por encima de los 15 € / MWh para grandes consumidores

conectados a media tensión y muy por encima de los 40 € / MWh para pequeños consumidores conectados a baja tensión.

35 En la actualidad no se encuentran disponibles las tarifas de redes de distribución de Grecia.

ES ES 15

La separación entre los gestores de redes de distribución y las empresas suministradoras podría resultar aún insuficiente para garantizar la competencia en muchos Estados miembros, sobre todo para los consumidores domésticos y las PYME. En esta área deben centrarse ahora los esfuerzos de reestructuración por parte de los Estados miembros y las autoridades reguladoras.

Estos últimos deben trabajar asimismo para conseguir una mayor liquidez y fiabilidad de los mercados de equilibrado de energía y evitar que los suministradores puedan incurrir en responsabilidades penales. Además, se les deben proporcionar más oportunidades de despachar sus desequilibrios mediante el comercio intradiario. A ello puede contribuir una mayor integración de los mercados intradiarios y de equilibrado. Parece que, en algunos casos, actualmente los suministradores que operan fuera de sus ámbitos tradicionales corren riesgos excesivos al hacer frente a posibles desajustes energéticos y operaciones de equilibrado, de modo que sería deseable la introducción de mejoras al respecto para facilitar el funcionamiento del mercado interior.

ES ES 16

ANEXO 3 La competencia en el sector eléctrico

Contexto

Las probabilidades de que la competencia se desarrolle satisfactoriamente son mayores en los mercados que cuentan con un número suficiente de participantes tanto en el sector de la generación como en el del suministro. Si, por el contrario, son pocos, el mercado gozará de escasa credibilidad frente a los clientes finales y surgirán sospechas de que los precios no se establecen de forma competitiva, lo que puede acarrear más medidas de regulación de los mercados mayoristas y minoristas de las que serían necesarias o deseables. De ahí que resulte fundamental establecer un mercado europeo de la energía verdaderamente integrado, con el mínimo de limitaciones físicas y de barreras artificiales al comercio o reglas de mercado, con condiciones adecuadas de acceso a las redes y posibilidades de cambio de suministrador. Así aumentaría considerablemente el número de participantes potencialmente competitivos en el mercado.

Estructura del mercado de generación

El sector de la generación es clave en la estructura global del mercado. La experiencia en el mercado eléctrico hasta la fecha demuestra que, por lo general, se tiende a la integración de empresas de generación y suministro para evitar riesgos. Por ello es probable que, si no hay intervención reguladora, la estructura del mercado de generación se vea reflejada en la del suministro minorista.

De ese modo, si la capacidad de generación se concentra en las manos de una o pocas compañías, posiblemente se vean limitadas las posibilidades reales de que los clientes cambien de suministrador. A su vez, esto repercutiría en el comportamiento del mercado puesto que las empresas podrían mantener unos precios más altos que en otras circunstancias, sin miedo a perder su cuota de mercado.

Desarrollo de mercados mayoristas con liquidez

La liquidez en los mercados mayoristas es importante para el desarrollo de la competencia en el sector eléctrico ya que esto permite a las empresas comprar o vender electricidad en condiciones razonables en los casos en que no coincidan sus carteras de generación y suministro, por ejemplo, si su central aún no está construida o se encuentra en parada técnica. Sin liquidez en estos mercados, las empresas se verán obligadas a recurrir a otros generadores de manera individual para contar con un servicio de reservas. Esto implica que, de hecho, se ven obligados a comprar de sus competidores, lo que sitúa a los posibles nuevos participantes en una situación de franca desventaja.

Es mucho más fácil conseguir un mercado con liquidez si hay un número suficiente de competidores ya que, de este modo, todos los participantes tendrían la motivación necesaria para comerciar entre sí, y ninguno de ellos podría adquirir una posición de ventaja limitando la cantidad de capacidad que pone a la venta para otras empresas. Se trata, no obstante, de una situación idealizada ya que incluso en los mercados más desarrollados hay que realizar un estrecho seguimiento para asegurarse de que las empresas no tratan de aprovecharse de su posible posición de privilegio en ese lugar y momento.

En aquellos Estados miembros donde existen empresas con posiciones muy dominantes, probablemente haga falta vigilar cuidadosamente y regular los procedimientos de puja de energía que emplean en el mercado. Medidas como las subastas virtuales de capacidad son formas de regulación de la oferta que han contribuido a la liquidez de mercados como el francés.

ES ES 17

Cuadro 3.1: Evolución del mercado mayorista

Consumo total en TWh

Volumen negociado en

bolsas de energía en TWh

Volumen negociado en mercado no

oficial (OTC) en TWh

Consumo total en TWh

Volumen negociado en bolsas

de energía en TWh

Volumen negociado en mercado no

oficial (OTC) en TWh

Austria 54 1 no conocido Estonia 5 - - Bélgica 78 - - Letonia 5 - - Francia 393 8 Lituania 8 1,5 - Alemania 499 39 342 P. Bajos 100 15 no conocido Polonia 103 1 - R. Checa 51 - - Italia 282 15 56 Eslovaquia 23 - - Hungría 31 - - España 207 204 4 Eslovenia 12 0,4 - Portugal 43 - 6 R. Unido 333 35 2.200 Irlanda 22 - - Noruega Suecia Dinamarca 350 120 1.200 Finlandia

Fuente: Autoridades reguladoras y solicitudes de participantes del mercado de la electricidad.

En el cuadro 3.1 se resume el grado de liquidez de los mercados al contado y bilaterales. Lo ideal es que los mercados al contado tengan liquidez suficiente para transmitir señales transparentes y fiables sobre los precios. Entretanto, el volumen de negocio en los mercados no oficiales (OTC) debería ser varias veces superior al consumo real para que los participantes puedan comerciar sin riesgo de que cualquier operación pueda provocar un giro en el mercado. El parámetro de referencia para otros mercados de bienes de consumo establece que el volumen de comercio debe ser aproximadamente diez veces superior a la cantidad de suministro físico. En el cuadro 3.1 anterior se aprecia que sólo algunos mercados (el del Reino Unido y los países nórdicos) se están aproximando a este nivel.

Interconexión y desarrollo de los mercados regionales

La ampliación de los mercados contribuiría a corregir algunos de los problemas asociados a una estructura inadecuada de los mismos. Por ejemplo, las posiciones de mercado de grandes empresas tradicionales como EDF, EON y RWE serían menos dominantes dentro de un mercado regional a escala superior. Para la integración de los mercados nacionales de electricidad es necesaria una mayor infraestructura y normas claras y coherentes en relación a la asignación de capacidad y a la interacción con el mercado mayorista de la electricidad en los procedimientos de gestión de la congestión.

Como se muestra en el cuadro 3.2, los actuales niveles de capacidad de interconexión se mantienen bastante bajos si se comparan con la magnitud de las cuestiones de poder de mercado apuntadas en el apartado anterior. Además, en comparación con el mercado de los países nórdicos, el grado de interconexión es muy inferior en algunos mercados regionales incipientes.

ES ES 18

Cuadro 3.2: Interconexión y estructura del mercado

Capacidad de

generación instalada (GW)36

a

Capacidad de importación

CTN37 (GW)

b


como % de la capacidad instalada

b ÷ a

Capacidad de

generación instalada

(GW) a


CTN (GW)

b


como % de la capacidad instalada

b ÷ a Bélgica 16 4,6 29% Estonia 3 2,0 66% Francia 112 14,0 13% Letonia 3 3,6 100% Alemania 109 12,2 11% Lituania 6 3,1 50% Luxemburgo 1 1,0 90% P. Bajos 20 4,7 17% Polonia 34 3,5 10% Austria 18 4,3 24% R. Checa 16 3,5 23% Italia 80 6,0 8% Eslovaquia 8 3,0 37% Hungría 8 3,1 38% Portugal 12 1,0 8% Eslovenia 3 2,1 68% España 56 2,2 4% Grecia 13 1,5 12% R. Unido 80 2,3 3% Rumanía 22 3,5 16% Irlanda 5 0,3 6% Bulgaria 10 2,0 20% Turquía 28 1,9 7% Noruega 23 4,2 18% Croacia 4 2,3 55% Suecia 27 7,8 29% Bosnia 2 0,9 45%

Dinamarca 8 4,0 50% Serbia / Mont.

Finlandia 14 1,9 14% ARYM 15 4,2 28% Albania 2 0,5 25%

Estructura actual del mercado

En el cuadro 3.3 que se muestra a continuación se perfila la actual estructura del mercado en algunos mercados nacionales y regionales. Los mercados que presentan mejores resultados, como el de los países nórdicos y el del Reino Unido, cuentan con entre cinco y diez competidores grandes, además de una serie de empresas secundarias en el sector de la generación eléctrica. En tales circunstancias, los clientes perciben que existe un mercado razonablemente competitivo, tanto cuando los precios aumentan como cuando descienden. En otros países y regiones, la estructura del mercado es menos favorable, sobre todo en los Estados miembros que no han integrado suficientemente sus mercados eléctricos con los de otros Estados miembros.

Además, muchos de los mercados de generación de electricidad de los nuevos Estados miembros se caracterizan por la continuación de acuerdos de compra de energía a largo plazo. Así, aunque podría parecer que existe un número razonable de participantes en el mercado de generación, por ejemplo en Polonia o Hungría, en realidad el margen para que se desarrolle la competencia es muy reducido. El reto al que se enfrentan estos países es el de reestructurar los contratos existentes a la vez que consiguen una mayor integración de sus mercados.

36 Previsión de UCTE, julio de 2003; previsión de Nordel, invierno 2003-2004; informe anual de NGC y ESBNG 7. 37 Basada en los datos de ETSO relativos a la CNT (capacidad neta de transferencia) del invierno 2004-2005, incluyendo la

capacidad de Suiza y la Europa sudoriental; Marruecos, Ucrania y Rusia, no incluidos.

ES ES 19

Esto último contribuye de manera significativa a que la confianza de los clientes en el mercado se incremente. En particular, contribuiría a aumentar la liquidez de los mercados mayoristas así como la credibilidad de los precios resultantes y la gama de estructuras contractuales.

Cuadro 3.3: Estructura del mercado de generación38

Generación del mayor productor por capacidad

Tres principales productores por capacidad

Austria 45% 75% Alemania 30% 70% Bélgica 85% 95% P. Bajos 25% 80% Luxemburgo no disponible no disponible Dinamarca Finlandia Suecia Noruega

15% 40%

Francia 85% 95% Grecia 100% 100% Irlanda 85% 90% Italia 55% 75% Portugal 65% 80% España 40% 80% R. Unido 20% 40% Estonia 90% 100% Letonia 95% 100% Lituania 50% 80% Polonia39 15% 35% R. Checa 65% 75% Eslovaquia 75% 85% Hungría 30% 65% Eslovenia 70% 95% Malta 100% 100% Chipre 100% 100%

Evolución de los mercados mayoristas y supervisión de los mercados

Algunos movimientos recientes en los mercados mayoristas han suscitado un importante debate.

Como se muestra en los gráficos siguientes, los precios se han incrementado en dichos mercados, pasando de unos 20-25 € / MWh a principios de 2003 hasta unos 30-35 € / MWh actualmente. A pesar de la volatilidad de los precios, la tendencia se ha estabilizado desde principios del año 2004.

38 Se ha redondeado en saltos de cinco unidades porcentuales. 39 En Polonia se está produciendo actualmente la consolidación.

ES ES 20

Gráfico 3.1: Precios al por mayor de la electricidad: precio diario al contado (julio 2002-noviembre 2004)

Fuente: Sitios web de centros de negociación de energía pertinentes.

Gráfico 3.2: Precios al por mayor de la electricidad: precio de base a plazo para el siguiente año natural

Fuente: IFIEC; Alemania (azul), Países Bajos (rojo), Francia (rosa) y Reino Unido (verde).

ES ES 21

Sin embargo, los precios a plazo para la electricidad establecidos con un año de antelación sufrieron un aumento significativo en 2003, que se ha extendido a 2004, especialmente en los mercados del Reino Unido y los Países Bajos. También se han incrementado los precios en el mercado bilateral no oficial (OTC), según datos de los organismos de control del mercado. Estas subidas parecen ser consecuencia de los elevadísimos precios del gas natural que se esperan para el invierno 2004-2005 en el Reino Unido, aspecto que suscitó una investigación por parte del organismo regulador.

Los consumidores casi siempre se quejarán de los aumentos de precios. Además, puede generarse preocupación acerca de posibles abusos de la posición de mercado. Esto puede ser consecuencia natural de la estructura del mercado y de la manera en que se organiza éste en cada Estado miembro, sin que se hayan producido necesariamente comportamientos ilícitos. Por otro lado, cabe la posibilidad de que los agentes del mercado estén actuando deliberadamente para inflar los precios directa o indirectamente mediante la manipulación de otros factores relacionados con la competencia. A la vez, resulta evidente que las variaciones de los precios pueden estar causadas por modificaciones en las condiciones de la oferta y la demanda y por tendencias globales de los precios internacionales de la energía.

Por ello, es necesario realizar un estrecho seguimiento de la situación. En la mayoría de los casos, esta forma de control del mercado es tarea de las autoridades de la competencia de los Estados miembros en cuestión, aunque por lo general se le consulta al organismo regulador, cuando no participa de algún otro modo. En el cuadro 3.4, mostrado a continuación, se resumen dichas medidas de control, con indicación de la cantidad y naturaleza de las investigaciones sobre cuestiones de la competencia.

Cuadro 3.4: Interacción entre autoridades de la competencia y organismos reguladores del mercado eléctrico

Papel del regulador en

legislación sobre

competencia40

Seguimiento de mercado mayorista /

de equilibrado Número de

investigaciones Naturaleza de

los casos Casos con sanciones /

indemnizaciones

Austria A regulador 2 mercado minorista 0

Bélgica A estudios del regulador 0 - -

Dinamarca N GRT (Nordpool), autoridad de la competencia

441 mercado mayorista 1

Finlandia N GRT 0 - -

Francia C regulador 1 mercado mayorista 0

Alemania N autoridad de la competencia (BKA) >10 acceso a la red,

equilibrado indemnización Grecia N ninguno 0 - - Irlanda A regulador 0 - - Italia A regulador 0 - - Luxemburgo - -

P. Bajos C regulador en curso mercado mayorista no conocido

Portugal A regulador 0 - -

España A regulador 1 mercado mayorista sanción

Suecia A GRT “algunas” mercado mayorista -

40 A = Asesoramiento, C = competencias Concurrentes / organismo regulador dentro de la autoridad de la competencia, N =

Ninguna función establecida formalmente o funciones limitadas. 41 Uno de ellos fue referido a las autoridades danesas de la competencia por parte de Nordpool; los tres casos restantes

corresponden a fusiones.

ES ES 22

Papel del regulador en

legislación sobre

competencia40

Seguimiento de mercado mayorista /

de equilibrado Número de

investigaciones Naturaleza de

los casos Casos con sanciones /

indemnizaciones

R. Unido C regulador 0 - -

Noruega A GRT >10 mercado mayorista 1

Estonia N ninguno 0 - - Letonia C ninguno 0 - - Lituania ninguno 0 - - Polonia A regulador 1 equilibrio indemnización R. Checa N ninguno 0 - - Eslovaquia N ninguno 0 - - Hungría A regulador 0 - - Eslovenia A regulador 0 - - Chipre N ninguno 0 - - Malta A regulador 0 - -

Fuente: Documentación presentada por las autoridades reguladoras.

Muchos países están estudiando la manera de hacer frente en el futuro al problema de la concentración sin recurrir a ajustes estructurales como la desinversión o la cesión de capacidad. Una posible línea de actuación para regular esta cuestión de la concentración parece ser exigir mayor transparencia a las empresas generadoras acerca de la disponibilidad de capacidad prevista, así como establecer directrices para los procedimientos de oferta de energía por parte de las compañías de generación dominantes. Por su parte, para los problemas de concentración más graves, existen medidas a largo plazo con posibilidades de prosperar, como son las subastas virtuales de capacidad. Sin tales medidas es probable que la principal herramienta siga siendo el mantenimiento de topes de precios para usuarios finales, práctica habitual en la mayoría de los Estados miembros, que presenta el riesgo evidente de anular algunos de los beneficios que se le suponen a la competencia.

Tendencias de los mercados minoristas

Como ya se ha indicado, es de esperar que al cabo de un tiempo los mercados minoristas acaben siendo dependientes de la estructura del mercado de generación eléctrica. Esto ya sucede así en gran medida a juzgar por la información dispuesta a continuación, en el cuadro 3.5. Sin embargo, en algunos casos, los suministradores municipales conservan una cuota considerable de mercado, aunque por lo general sean dependientes de las principales empresas generadoras. Se espera ir avanzando hacia la consolidación con el tiempo.

Cuadro 3.5: Cuotas de mercado del suministro al por menor

Número de suministradores

activos con licencia

Número de suministradores independientes

del GRD


con cuota de mercado > 5%

Cuota de mercado de los tres

suministradores principales (todos los

clientes)42

Cuota de mercado de suministradores

extranjeros

Austria 144 19 4 67% 2% Bélgica 41 1743 2 90% aprox. <10% Dinamarca 69 23 5 67% no conocido Finlandia 70 8 6 30% 25% Francia 20-25 15 1 88% 9% Alemania 1050 100 3 50% 20% aprox. Grecia 10 9 1 100% 0% Irlanda 9 7 4 88% 12% Italia 305 270 6 35% no conocido

42 Se incluyen tanto los mercados cualificados como los no cualificados. 43 Aunque son independientes, los dos principales suministradores poseen estrechos vínculos de propiedad con los GRD.

ES ES 23


activos con licencia

Número de suministradores independientes

del GRD



Cuota de mercado de los tres

suministradores principales (todos los

clientes)42

Cuota de mercado de suministradores

extranjeros

Luxemburgo 12 1 2 100% (2) 0% P. Bajos 37 16 3 88%44 18% Portugal 4 3 3 99% 33% España 70 62 5 85% 8% Suecia 127 127 4 70% 39% R. Unido 80 66 6 60% 50% Noruega 130 70 4 44% 2% Estonia 17 1 1 ? 3% Letonia 14 4 1 99% 0% Lituania 21 14 1 100% (1) 0% Polonia 357 328 3 32% 17% R. Checa 370 0 8 46% no conocido Eslovaquia 25 21 4 84% 28% Hungría 26 20 7 56% 97% Eslovenia 76 71 6 71% 20% Chipre 1 0 1 100%(1) 0% Malta 1 0 1 100%(1) 0% Países candidatos Rumanía 55 47 1 45% 1% Bulgaria 9 0 no conocido 52% 0% Turquía 8 0 2 85% 0% Croacia no conocido no conocido no conocido no conocido no conocido Otros países vecinos Bosnia 4 0 3 no conocido no conocido Serbia / Mont. 11 0 no conocido 72% 0% ARYM 1 0 1 no conocido no conocido Albania 1 0 1 100% 0%

Fuente: Eurostat: Respuestas a los cuestionarios de las autoridades reguladoras.

Conclusiones

En la mayoría de los Estados miembros se sigue desarrollando la competencia en el sector eléctrico. En algunos casos, sin embargo, los avances han sido decepcionantes y se han percibido signos de estancamiento y falta de innovación por parte de los suministradores. En el siguiente cuadro-resumen de la estructura del mercado se aprecian posiciones insatisfactorias en la mayoría de los Estados miembros.

Cuadro 3.6: Resumen de la estructura del mercado: número de participantes significativos en el mercado45

Generación Suministro

seis o más UK, Países Nórdicos, PL UK, Países Nórdicos, IT, CZ

de tres a seis AT, DE, BE, NL, LU, IT, ES, PT, CZ, SK, SI, HU

AT, DE, IE, NL, PT, ES, PL, SK

menos de tres FR, GR, IE, CY, MT, EE, LT, LV BE, FR, GR, LU, EE, LV, LT, CY, MT

44 Para consumidores domésticos. 45 Allí donde procede, se ha agrupado algunos Estados miembros en regiones.

ES ES 24

Una de las consecuencias de esta estructura de mercado es la preocupante posibilidad de que los suministradores se estén volviendo conservadores y no quieran arriesgarse a salir de sus sectores tradicionales u ofrecer contratos basados en precios estables a largo plazo en lugar de en el mercado al contado. Esto es una señal de que el mercado no está funcionando correctamente ya que los suministradores deberían sentirse igual de cómodos sirviendo a los clientes de cualquier parte de mercado único. También deberían estar dispuestos a negociar con los clientes para encontrar tratos ventajosos para ambos. Es fundamental, sobre todo después de la subida de los precios de los últimos años, que los clientes tengan confianza en el funcionamiento del mercado.

Los Estados miembros han de llevar a cabo políticas activas de fomento de la competencia. Si no se pueden aplicar inmediatamente fórmulas para combatir los efectos de las posiciones dominantes, es imprescindible adoptar medidas que garanticen condiciones justas y transparentes en las pujas que se produzcan en los mercados mayoristas y de equilibrado. Las posiciones dominantes en el sector de generación podrían hipotecar el mercado del suministro.

ES ES 25

ANEXO 4 Desagregación y acceso a las redes: gas

Contexto

Al igual que ocurre con el sector eléctrico, para que el mercado sea verdaderamente competitivo es fundamental que haya unas condiciones justas de acceso a las redes, en lo referente a la explotación de sus instalaciones físicas y también de servicios auxiliares como el suministro de energía de equilibrado. Para garantizar que esto se cumple, las nuevas Directivas exigen que se reglamenten los procedimientos de establecimiento de tarifas para estos servicios y se proceda a la separación jurídica y funcional tanto de los gestores de redes de transporte como de distribución.

Separación de actividades

Los principios que garantizan un acceso no discriminatorio a las redes se encuentran recogidos en las disposiciones referidas a la desagregación de actividades, dentro de la segunda Directiva del gas. Aquí se estableció 2004 como fecha límite para la separación jurídica de las redes de transporte, y 2007 para las redes de distribución. En el cuadro 4.1 se muestra la situación en la que se encuentra actualmente dicha separación de las actividades de gestión de las redes de gas.

Cuadro 4.1: Desagregación de las redes: gas



Responsable de cumplimento



TotalSí

GRT GRD GRT GRD GRT GRD GRT GRD GRT GRD Austria J J sí sí sí sí sí no sí (3 / 7) no 5½ Bélgica J J sí sí sí sí46 sí sí sí sí

46 7 Dinamarca P J sí sí sí no sí no sí no 5 Francia J C no no sí sí sí no sí no 4 Alemania C C no no no no no no no no 0 Irlanda G G no no sí sí no no no no 2 Italia J J sí sí no no sí no sí mixtas 5 Luxemburgo M M sí sí sí no no no no no 3 P. Bajos J J sí sí sí sí sí no sí no 6 España J J sí sí sí sí sí no sí no 6 Suecia C C sí sí no no no no no no 2 R. Unido P P sí sí sí sí sí sí sí sí 8 Estonia C C no no sí sí no no no no 2 Letonia C C no no no no no no sí sí 2 Lituania C C sí sí sí sí no no no no 4 Polonia J C no no no no no no no no 0 R. Checa no no no no no no no no no no 0 Eslovaquia M M no no no no sí no no no 1 Hungría L C sí sí no no sí no sí no 4 Eslovenia L C sí no no no no no no no 1 Países candidatos Rumanía L C sí sí no no sí no no sí 4 Bulgaria C C sí sí sí no no no no no 3 Turquía J J sí sí no no sí no sí no 4 Croacia no disponible

Fuente: Respuestas a los cuestionarios de las autoridades reguladoras.

46 No en la región de Flandes.

ES ES 26

En este cuadro se aprecia que aún queda mucho camino por recorrer para que se cumplan las disposiciones de la Directiva, y que, dentro de los Estados miembros, se ha avanzado mucho menos en el sector del gas que en el eléctrico. Puede que sea necesario aplicar procedimientos de infracción a algunos Estados miembros hasta que cumplan los requisitos de desagregación. Sin embargo, se espera que durante 2005 se produzcan avances significativos, sobre todo en lo relativo al transporte del gas. En general, los Estados miembros se muestran reacios a poner en marcha la separación jurídica de las empresas de distribución ya, con antelación a la fecha límite establecida.

Acceso a las redes

Es imprescindible, entre otras medidas, establecer normas estrictas de desagregación para garantizar que las tarifas de acceso a las redes estén en consonancia con los costes y no conlleven subvenciones cruzadas ocultas. Por lo tanto, a las autoridades reguladoras les corresponde la misión fundamental de asegurarse de que los gestores de las redes no recogen beneficios excesivos. De otro modo, por ejemplo, las empresas verticalmente integradas podrían forzar a sus filiales a llevar a cabo conductas de precios predatorios independientemente de las pérdidas en las que incurran. Las autoridades reguladoras también han de garantizar que se asignan correctamente los costes de los servicios compartidos y que se establecen estructuras de tarificación no discriminatorias, iguales para todos los usuarios de la red, ya sean filiales de otras empresas o suministradores independientes.

En el cuadro 4.2 se muestran los últimos datos, procedentes de las autoridades reguladoras, acerca de las tarifas de red que pagan en la actualidad distintos usuarios. Aquí se pueden apreciar grandes divergencias. Algunos Estados miembros parecen tener tarifas de red (especialmente en el sector de la distribución) muy por encima de la media. En estos casos, las autoridades reguladoras han de analizar en profundidad las razones del elevado precio a la hora de aprobar los métodos de cálculo de las tarifas. Es fundamental prestar más atención al sistema de tarificación en el sector de la distribución porque representa un porcentaje significativo de las facturas finales.

La estructura de las tarifas es un elemento también importante, sobre todo en la actividad del transporte. Muchos GRT de los Estados miembros han introducido sistemas de entrada / salida que parecen propiciar en mayor medida el desarrollo de un mercado competitivo y mayor coherencia entre los propios Estados. Hacen falta más avances en este sentido para que la actividad de transporte del gas se entienda mejor en el contexto de toda Europa.

En muchos Estados miembros también se ha extendido el uso de peajes postales. Aunque es un sistema sencillo, su aplicación generalizada puede comportar riesgos de acumulación de peajes (pancaking) en transacciones que afecten a más de un GRT o Estado miembro, dado que cuantos más GRT estén implicados mayores serán los costes. Por lo general, sólo en los Estados miembros más pequeños o en aquellos donde la dirección agregada del flujo no es fácilmente previsible sería posible considerar que un sistema puro de peajes postales alcance a reflejar perfectamente los costes, aunque en ciertos casos supone una aproximación razonable.

ES ES 27

Cuadro 4.2: Tarifas de las redes de gas

Número de empresas de transporte

Estructura de tarifas47

Número de empresas de distribución

Tarifas de red estimadas (€ / MWh)

nacionales regionales Categoría Eurostat I4

Categoría Eurostat I1

Categoría Eurostat D3

Austria+ 3 4 entrada / salida 20 2,0-3,0 10,0 13,0

Bélgica 1 0 entrada / salida 19 2,0 4,5 10,5

Dinamarca+ 1 0 entrada / salida 4 2,0 6,0 no conocido

Francia 3 0 entrada / salida 22 1,048 9,5 13,0

Alemania+ 15 20 mixta49 730 2,5 10,5 no conocido Irlanda 1 0 entrada /

salida 1 4,5 14,0

Italia 2 0 entrada / salida 557 2,5 no conocido 8,0

Luxemburgo 1 0 peaje postal 4 1,0

Países Bajos 1 0 entrada / salida 27 1,0 2,5 3,0

España 3 6 peaje postal 25 2,5 11,0 21,5 Suecia+ 1 2 peaje postal 7 5,0

R. Unido 1 0 entrada / salida 1 2,5 4,5 6,5

Estonia 0 0 peaje postal 11 no conocido Letonia 1 0 peaje postal 1 3,5 4,0 4,0 Lituania 1 0 peaje postal 5 4,2 6,2 8,7 Polonia 1 6 peaje postal 68 5,0 8,0 8,0 R. Checa 1 0 no conocido 124 no conocido Eslovaquia 1 0 peaje postal 1 6,5 8,0 Hungría 1 0 peaje postal 11 2,5 5,5 5,5 Eslovenia 1 0 peaje postal 17 1,1 Países candidatos Rumanía 1 0 peaje postal 21 2,5 2,5 2,5 Bulgaria 1 0 peaje postal 30 1,1 7,0 12,5 Turquía 1 0 peaje postal 24 2,5 4,5 4,5 Croacia no disponible

Fuente: Informes de seguimiento de CEER: 8º Foro de Madrid, julio de 2004.

Se ha redondeado a la unidad de 0,5 € / MWh más cercana. + Sin datos proporcionados por las autoridades reguladoras. Cálculos basados en los del tercer informe comparativo.

Por último, la flexibilidad de los procedimientos de reserva de capacidad también contribuye significativamente a ampliar el margen competitivo en el mercado del suministro. Las normas deben permitir que los usuarios de la red cambien su posición frecuentemente y que todos los participantes tengan las mismas oportunidades para utilizar la red. Estos aspectos se recogen a continuación, en el cuadro 4.3.

47 Algunas tarifas de suministro de punto a punto siguen en vigor en ciertos contratos de tránsito, por ejemplo, en Austria. 48 Presuponiendo que hay conexión directa al transporte, siempre con entrada en Tasniere y salida en París. 49 Tanto BEB como Ruhrgas acaban de introducir regímenes de acceso que incorporan algunos elementos de entrada /

salida.

ES ES 28

Cuadro 4.3: Condiciones de acceso a las redes de gas: cumplimiento de las directrices de Madrid

Periodo mínimo de reserva de capacidad

garantizada

Periodo mínimo en servicios

interrumpibles

Tipo de reserva de capacidad

Normativa de asignación de capacidad a cargo de…

Método de asignación

¿Principio de utilización o

pérdida?

Austria 1 día / 1 mes50 1 mes entrada / salida GRT orden de

llegada sí

Bélgica 1 semana 1 año punto a punto regulador / GRT orden de

llegada sí

Dinamarca 1 día 1 día entrada / salida regulador / GRT orden de

llegada sí

Francia 1 mes 1 año entrada / salida51 regulador / GRT orden de

llegada sí

Alemania 1 día 1 día mixto GRT orden de llegada parcial

Irlanda 1 año no se ofrecen punto a punto regulador / GRT orden de

llegada sí

Italia 1 año 1 día entrada / salida regulador orden de

llegada sí

Luxemburgo 1 año no se ofrecen entrada / salida GRT orden de

llegada no

Países Bajos 1 día 1 día entrada / salida GRT orden de

llegada sí

España no hay mínimo no se ofrecen entrada / salida regulador orden de

llegada sí

Suecia 1 año no se ofrecen punto a punto regulador / GRT orden de

llegada no

R. Unido 1 día 1 día entrada regulador / GRT subasta sí

Estonia 1 día no se ofrecen no conocido GRT orden de

llegada corto plazo

Letonia no conocido no se ofrecen no conocido no conocido no conocido no

Lituania 1 día no se ofrecen no conocido regulador “otro” sí

Polonia 1 mes 1 mes no conocido GRT orden de

llegada no

R. Checa no conocido no conocido no conocido no conocido no conocido no conocido

Eslovaquia 1 año no se ofrecen punto a punto GRT no conocido no

Hungría 3 días 3 días entrada / salida GRT subasta no

Eslovenia 1 día no se ofrecen no conocido regulador / GRT orden de

llegada no

Países candidatos Rumanía Bulgaria Turquía Croacia

no se analiza en este informe

Fuente: Informes de seguimiento de CEER: 8º Foro de Madrid, julio de 2004.

Equilibrado

Las normas de equilibrado constituyen uno los mejores indicadores para saber si el acceso de terceros se realiza efectivamente en condiciones no discriminatorias y si el mercado o la región en cuestión ofrecen oportunidades reales a los distintos agentes, y en especial a nuevos participantes. Los costes derivados de transportar este servicio al cliente final deberían ser predecibles con antelación, incluidos los posibles riesgos financieros en caso de que haya problemas en la cadena de suministro, o de patrones de demanda inesperados.

50 Un mes para flujos de tránsito; un día para flujos dentro del país. 51 Dentro de cada zona.

ES ES 29

Los riesgos financieros proceden en parte de las propias normas de equilibrado. Dado que el gas viaja físicamente desde el lugar de producción hasta su destino de consumo final, a menudo la empresa ha de tomar en consideración varios regímenes de equilibrado para cubrir todos los riesgos del mercado; por otra parte, los instrumentos de cobertura a lo largo de la cadena son, por lo general, más limitados que en los mercados de la electricidad. También constituyen un reto los efectos de las carteras de recursos en lo que respecta a la diversidad del suministro. En definitiva, es importante que todos los agentes del mercado conozcan con suficiente antelación todos los elementos que componen los respectivos regímenes de equilibrado de mercado. Los costes de los desequilibrios deben seguir principios de mercado y / o reflejar los verdaderos costes de la gestión de la red en lugar de constituir penalizaciones establecidas arbitrariamente.

Cuadro 4.4: Resumen de las normas de equilibrado de gas

Periodo de equilibrado

Condiciones fijadas /

aprobadas por

Márgenes de

tolerancia

Recargo por “breves” desequilibrios fuera de

los márgenes de tolerancia (x precio de

mercado)

¿Se permiten intercambios y agrupaciones?

Austria por horas mercado no precio según mercado ex post Bélgica diario GRT / regulador 10% +140-180% ex ante Dinamarca diario GRT / regulador 15%\5% +20% ex ante Francia diario regulador 20% +50% ex ante

Alemania por horas / diario GRT 15% +100-420% ex ante

Irlanda diario GRT / regulador 3% +40% máx. ex post Italia diario regulador 8% +10% máx. ex post Luxemburgo diario GRT / regulador 5% / 3% +50% máx. ex ante

Países Bajos por horas / diario regulador 2 / 13% hasta +180% ex ante, ex post con sanción

España52 diario GRT / Ministerio +50% no Suecia diario no conocido no conocido no conocido ex ante R. Unido diario mercado cero por lo general <20% ex post Estonia diario GRT sí a precio de mercado no Letonia por horas GRT 10% no conocido no conocido Lituania diario GRT sí no conocido no Polonia diario GRT no por decidir ex post R. Checa sin normativa vigente Eslovaquia por horas GRT no no conocido no Hungría diario regulador sí + €1,5 / MWh53 no Eslovenia diario GRT / regulador sí no conocido ex ante Países candidatos Rumania mensual GRT no no conocido no Bulgaria diario GRT / regulador sí no conocido no Turquía diario mercado sí no conocido no Croacia no disponible

Fuente: Informe de seguimiento de CEER, 2004.

Los datos recopilados en el cuadro 4.4 muestran el predominio de regímenes de equilibrado diario. Sin embargo, hay que señalar que a menudo se establecen también niveles de tolerancia de una hora en los regímenes diarios, con el resultado de que, a veces, la participación en estos regímenes diarios conlleva asimismo equilibrados horarios.

De manera general, se ha de diferenciar entre actividades de equilibrado físico y financiero. Le corresponde al GRT (Directrices para las buenas prácticas, GGP2) garantizar la integridad del sistema, es decir, que las operaciones de la red sean seguras dentro de los niveles de tolerancia física (un control que es continuo) y que el usuario de la red contribuya a lograr el equilibrio entre

52 Actualmente se está discutiendo el nuevo reglamento de la red. 53 Equivalente aproximado de 0,1 forints / MJ.

ES ES 30

las nominaciones y las cantidades inyectadas / retiradas. En ocasiones, los periodos de equilibrado indicados no se refieren a la actividad física sino que se aplican al desembolso financiero (solamente). Cuanto más laxo sean el periodo de equilibrado o los límites de tolerancia para los usuarios de la red, tantos más instrumentos de flexibilidad ha de contratar el GRT para asegurarse el acceso a los recursos gasísticos sin problemas. Estos contratos a menudo sólo los puede ofrecer (con garantías) el agente dominante del sector de mercado, aunque también pueden firmarse contratos de almacenamiento directamente, lo que supone una enorme cantidad de costes fijos anuales. Por lo tanto, la generosa “flexibilidad” de los sistemas que se aprecia a primera vista se compensa con la importante socialización de costes que comporta.

Es de reseñar asimismo que la mayoría de las normas de equilibrado resultan de los esfuerzos conjuntos del GRT y las autoridades reguladoras. Si no existen medidas de mercado, les corresponde a las autoridades reguladoras evitar la formación de barreras artificiales para los nuevos participantes, sin olvidar la necesidad de incentivar el equilibrado físico. Una solución de tipo “dinámico” podría ser la adecuada, siempre teniendo en cuenta la posición física global del sistema y los costes que generarían los desequilibrios.

Existen muy diversos márgenes de tolerancia. Como ya se ha señalado, el efecto de dichos márgenes ha de evaluarse junto con los costes de los desequilibrios. La “tolerancia cero” podría ser la medida más eficaz para asignar los costes derivados, pero en ese caso habría que asegurarse de que cada unidad “de desequilibrio”, que siempre existirá, no debe penalizarse excesivamente si el sistema se encuentra en términos generales equilibrado. Asimismo, debe quedar claro que todos los participantes tengan acceso a instrumentos de cobertura de riesgos (por ejemplo, un mercado de equilibrado). El ahorro de costes (reduciendo el nivel de socialización de gastos) podría ser mayor que las cantidades que se pagarían por los desequilibrios, con lo que el efecto global en los precios podría ser positivo. En aquellos mercados que apliquen recargos estáticos, es necesario contar con niveles de tolerancia para garantizar oportunidades de mercado a los agentes que posean una cartera grande. La agregación de desequilibrios es uno de los posibles instrumentos para permitir la cobertura de riesgos y garantizar que los recargos estén en consonancia con los gastos globales derivados. La agregación de los desequilibrios (también entre los clientes de una zona de control determinada) ex ante, ex post o de ambos modos suele resultar eficaz para atraer a nuevos participantes.

De manera general, se podría establecer que en las primeras fases de un mercado del gas natural abierto a la competencia, los periodos de equilibrado y los márgenes de tolerancia (cuando no hay mecanismos de equilibrado de mercado intradiarios / en línea) deben ser mayores para socializar una gran parte de los costes de todos los agentes del mercado, unos costes que deberá asumir en último término el consumidor final. Los usuarios finales que tengan un consumo estable, homogéneo y de poca variabilidad estarán subvencionando indirectamente a los consumidores más irregulares, pero a la vez esto dará más oportunidades al acceso de nuevos participantes.

Ha de tenerse cuidado con aquellas tarifas de equilibrado excesivamente elevadas o estáticas, puesto que no respetan la situación física efectiva del sistema ni ofrecen “efectos compensatorios”. En los casos en los que no se hayan establecido mercados de equilibrado, les correspondería a las autoridades reguladoras evaluar cuidadosamente los efectos que pueden tener dichas tarifas de equilibrado en la capacidad de atracción del mercado; por su parte, los mercados intradiarios de equilibrado ofrecen señales de precios efectivas, en cuyo caso las autoridades reguladores podrían limitarse a supervisar y detectar abusos de posición dominante en el mercado de equilibrado (por precios persistentemente altos). Allí donde sí existen instrumentos de equilibrado intradiario, podría intentar minimizarse los efectos de las subvenciones cruzadas entre mercados de energía (con periodos de equilibrado coincidentes entre los mercados del gas y la electricidad) y se podrían imponer niveles de tolerancia más estrictos.

ES ES 31

Almacenamiento

Mientras que los servicios de equilibrado entran en funcionamiento cuando en un breve espacio de tiempo hay divergencias entre la cantidad inyectada y la consumida, el almacenamiento de gas tiene que ver con el hecho de que la demanda siempre es muy superior en los meses de invierno con respecto a los de verano. Para usuarios domésticos la “ratio de variabilidad” puede llegar a ser de 1:10. En contraste, los productores suelen vender el gas con un “perfil plano”, de modo que la disponibilidad de almacenamiento se convierte en un prerrequisito para toda empresa que quiera entrar en el mercado.

Al contrario de lo que ocurre en las redes de transporte, el almacenamiento no es necesariamente un monopolio natural. Existen otros instrumentos de flexibilidad que pueden ofrecer, hasta cierto punto, el mismo servicio. A la vez, sin embargo, se da una serie limitada de condiciones geológicas adecuadas para el almacenamiento, por lo general en yacimientos subterráneos. Allí donde dichos depósitos se encuentran en manos de la principal compañía, se requiere el acceso de terceros para garantizar la competencia en el resto de actividades. De hecho, las Directivas exigen que haya un acceso negociado al almacenamiento cuando sea técnica y económicamente necesario para la libre competencia. Actualmente se están discutiendo las directrices para el acceso a las instalaciones de almacenamiento en el contexto del Foro de Madrid. Cuando concluya este proceso, se llevará a cabo un análisis más pormenorizado del grado de cumplimiento de las directrices de buenas prácticas y de las consecuencias del almacenamiento en el desarrollo de la competencia en el sector del gas.

Conclusiones

En general, el régimen de acceso de terceros no está tan desarrollado y regulado en el sector del gas como en el de la electricidad. Esto resulta patente tras observar el siguiente cuadro, que resume la situación actual.

Cuadro 4.5: Acceso reglamentado de terceros: resumen

Acceso a los gasoductos

Tarifas de red que cumplen la reglamentación / sistema de ATR flexible BE, DK, NL, UK, HU, SI, IT

Tarifas de red elevadas o bien servicio inflexible AT, FR, ES, LV,

Tarifas de red elevadas además de servicio inflexible DE, IE, SE, PL, EE, LT, CZ, SK

Equilibrado

Condiciones favorables: basadas en mercado / costes AT, UK, IT

Régimen con algunos elementos favorables DE, DK, ES, FR, SE, BE, IE, HU, SI

Régimen no favorable o poco claro NL, LU, EE, LT, LV, PL, CZ, SK Aunque se han constatado mejoras durante 2004, siguen existiendo numerosas dificultades relacionadas con el acceso a la red de nuevos participantes. A menudo se da la circunstancia de que aunque un aspecto de dicho acceso, como pueden ser las tarifas, sea favorable, otros, como las tasas de equilibrado o las medidas de flexibilización, no lo sean. Sigue presentándose el problema de la falta de disponibilidad de capacidad en ciertos sectores de la red que están sujetos a reservas a largo plazo. Las directrices acordadas en el Foro de Madrid e incorporadas a la propuesta de Reglamento deberían ser un primer paso hacia su solución y para garantizar que un número mayor de usuarios de la red pueda entrar en el mercado desde dichos sectores. También es fundamental potenciar la eficacia de las medidas reguladores mediante la aplicación de dicha Directiva.

ES ES 32

ANEXO 5 La competencia en el sector del gas

Contexto

Los mercados del gas natural se han diseñado con una proyección internacional en la mayoría de los casos ya que la producción interna no sería capaz de cubrir el crecimiento de la demanda. De ahí que los sistemas estén muy interconectados y que los grandes agentes del mercado estén presentes en un importante número de países, al menos en el antiguo negocio del tránsito de gas.

Como consecuencia de la reducida cantidad de recursos autóctonos existentes, de la fuerte dependencia del suministro proveniente de otras regiones cuyos mercados están protegidos y son monopolísticos, así como de la dificultad de conseguir economías de escala en las actividades previas, existe un número limitado de competidores en el ámbito de la producción de gas. En estas circunstancias resulta de extrema importancia que los mercados sean accesibles dentro del conjunto de la UE para ofrecer oportunidades de negocio asumibles y atraer a nuevos participantes al mercado. Esto es aplicable al sector del transporte para permitir la conducción de gas a granel desde su origen a su destino, pero es más importante aún para la apertura efectiva del sector de la distribución, ya que no tiene sentido transportar el gas a lo largo de muchos kilómetros para encontrar la conexión entre el sistema del GRT y el punto de entrega al cliente bloqueada desde el punto de vista económico debido a la integración vertical de los distribuidores ya existentes. Por otro lado, es fundamental posibilitar que las empresas distribuidoras (hay unos cuantos millares en la UE) se muevan activamente en el plano internacional para conseguir los suministros directamente o, en el mejor de los casos, favorecer una estructura de sistemas abiertos hasta el tramo del usuario final para agrupar o agregar la demanda del consumidor final en un área de control, que debería ser en sí misma lo mayor posible.

Estructura actual del mercado en las actividades previas

En el cuadro 5.1 se aprecia que la mayoría de los mercados nacionales sigue presentando las características típicas de las concesiones monopolísticas, respaldadas por procedimientos y reservas de capacidad a largo plazo. Sin embargo, en algunas zonas la situación está cambiando progresivamente, sobre todo en las regiones costeras que tienen acceso a una amplia gama de fuentes físicas de gas, incluido el GNL. Alemania también posee, aunque sin explotar aún, un gran potencial de desarrollo de la competencia dado el abanico de compañías diferentes que participan en el mercado de exploración y producción. En otros casos, sobre todo en los nuevos Estados miembros, el número de agentes del mercado sigue siendo limitado. Esto seguirá siendo así mientras no se eliminen las barreras a ciertos tipos de transacciones transfronterizas.

ES ES 33

Cuadro 5.1: Estructura del mercado para la importación y producción de gas

% de gas procedente

de producción

nacional

% de gas procedente de importaciones

(núm. de fuentes)

Número de empresas con

cuota mínima de gas disponible de

un 5%54

% de gas disponible

controlado por la mayor compañía

Programa de cesión de gas

Existencia de comercio de

tipo NBP (punto

nacional de equilibrio)

Austria 23% 77% (3) 1 >90% sí limitado Bélgica 0% 100% (3) 1 92% no significativo Dinamarca 93% 7% (1) 1 80-85% sí previsto Francia 3% 97% (6) 1 91% previsto no Alemania 18% 82% (4) 12 50% en curso no Irlanda 16% 84% (1) 5 40% no no Italia 18% 82% (4) 3 68% en curso limitado Luxemburgo 0% 100% (3) no significativo Países Bajos 88% 12% (2) 1 60% no limitado España 1% 99% (11) 4 40% completado limitado Suecia 0% 100% (1) 1 97% no no R. Unido 92% 8% 5 25% completado significativo Estonia 0% 100% (1) 3 50% no no Letonia 0% 100% (1) 1 100% no no Lituania 0% 100% (1) 2 59% no no Polonia 33% 67% (4) 1 98% no no R. Checa 1% 99% (2) 1 99% no no Eslovaquia 2% 98% (1) 1 100% no no Hungría 15% 85% (4) 1 100% no no Eslovenia 1% 99% (3) 1 100% no no Países candidatos Rumania 70% 30% (1) 4 87% sí limitado Bulgaria 1% 99% (1) 1 100% sí no Turquía 3% 97% (4) 1 97% sí no Croacia no


Tendencia de los mercados mayoristas de gas y la supervisión de mercados

El comercio de gas al por mayor está creciendo de forma sostenida en algunos Estados miembros tras crear centros de negociación (hubs). Sin embargo, se avanza muy por detrás del sector de la electricidad debido a una estructura de mercado muy desfavorable, lo que repercute en una falta de transparencia en la formación de precios en el mercado. Se trata de un problema grave puesto que unos mercados con mayor liquidez fomentarían la competencia y la seguridad del suministro. Si los nuevos suministradores tienen acceso al gas en un mercado con liquidez, los problemas asociados a las fluctuaciones de la demanda se mitigan, con lo que resulta más sencillo mantener una cartera equilibrada. Del mismo modo, las empresas tendrán mayor motivación para realizar las inversiones necesarias para importar gas a Europa si existe siempre la liquidez suficiente en el mercado en el que se venderá el gas, independientemente de que haya un comprador específico. El mercado del Reino Unido se basa en un punto de equilibrado “virtual” en la red. Esto es posible gracias a un sistema de tarificación de entrada / salida que permite que todo el gas inyectado se comercialice de manera sistemática mediante un “pago a la entrada”. Se han creado parecidos centros de negociación virtuales en Países Bajos e Italia55 y otros puntos de negociación en Bunde (Alemania), Zeebrugge (Bélgica) y Baumgarten (Austria). Sin embargo, estos sistemas no suelen proporcionar la misma liquidez que si hay un punto único de transacciones armonizado para el gas. Además de publicarse índices de precios en estos centros, también se informa regularmente del precio del gas

54 El gas disponible procede de la producción local o la importación; las cifras hacen referencia al año 2001. 55 Conocidos como TTF (Países Bajos) y PCV (Italia).

ES ES 34

importado en las fronteras de algunos Estados miembros. En el siguiente gráfico se resumen los precios más recientes procedentes de los mercados mayoristas del gas.

Cuadro 5.2: Desarrollo de mercados del gas al por mayor

Fuente: Argus Gas Connections.

El cuadro 5.2 muestra subidas de los precios del gas durante 2004, así como los relativos al primer trimestre de 2005. Los precios del gas al por mayor del Reino Unido se alejaron considerablemente de los precios del continente, lo que ha suscitado sospechas acerca de una posible manipulación del mercado. Una reciente investigación realizada por el organismo regulador del Reino Unido propone la necesidad de una mayor transparencia acerca de las instalaciones exteriores y de la explotación del interconector. También se pidió un mayor desarrollo de la competencia en los mercados de gas de la Europa continental.

Mercado de suministro

En el cuadro 5.3 se aprecian grandes diferencias en la naturaleza del mercado de suministro de cada Estado miembro. Si bien es cierto que el mercado del gas al por mayor presenta un importante grado de concentración, hay bastantes más competidores en el sector del suministro, aunque por lo general siguen sin aventurarse mucho más allá de su zona de distribución. En la mayoría de los casos, se ha producido cierta consolidación y generalmente sólo hay un número limitado de competidores importantes en cada Estado miembro.

ES ES 35

Cuadro 5.3: Cuota del mercado de suministro al por menor y libertad de elección del cliente

Número de

suministradores activos con licencia

Suministradores independientes del

GRD



Cuota de mercado de los

tres suministradores

principales56

Cuota de mercado de

suministradores extranjeros

Austria 29 6 3 90% no conocido Bélgica 16 1657 3 95% 5% Dinamarca 8 4 4 65% 4% Francia 11 10 2 91% 3% Alemania 760 no conocido 0 10% no conocido Irlanda 10 9 4 88% 23% Italia 410 338 5 63% no conocido Luxemburgo 6 1 1 no conocido no conocido Países Bajos 27 7 3 87%58 31% España 21 6 4 80% 19% Suecia 7 0 5 79% 60% R. Unido 112 112 6 82% 27% Estonia 2 0 1 100% 0% Letonia 1 0 1 100% 0% Lituania 13 9 4 99% 0% Polonia 77 3 6 65% <5% R. Checa 133 3 7 59% no conocido Eslovaquia 1 0 1 100% 49% Hungría 19 11 7 62% 69% Eslovenia 41 22 4 86% 0% Países candidatos Rumania 24 3 5 75% 0% Bulgaria 30 0 6 42% 0% Turquía 1 1 1 100% 0% Croacia no existe información disponible


Conclusiones

Los mercados del gas presentan aún una gran concentración a escala nacional, lo que supone un grave obstáculo para el desarrollo de la competencia y la apertura del mercado. Estos aspectos se resumen en el siguiente cuadro. Sigue existiendo un bajo grado de integración de los mercados nacionales en el sector del suministro, a pesar de que la mayor parte del gas atraviesa al menos una frontera en su recorrido hasta la entrega final. Sigue habiendo muchas barreras reguladoras que retrasan innecesariamente el desarrollo del mercado del gas a escala europea.

56 Se incluyen tanto los mercados cualificados como los no cualificados. 57 Aunque son independientes, los dos principales suministradores poseen estrechos vínculos de propiedad con los GRD. 58 Sólo en Flandes.

ES ES 36

Cuadro 5.4: Estructura del mercado: resumen

Mercado mayorista del gas Suministro minorista del gas

mayor suministrador < 50% IE, ES, UK seis o más DE, UK, PL, CZ, HU

mayor suministrador 50-90% DE, IT, EE, LT, NL

de tres a seis suministradores

AT, BE, DK, IE, IT, NL, ES, SE, LT, SI

mayor suministrador > 90% AT, BE, FR, LU, SE, LV, PL, CZ, SK, HU, SI

de tres a seis suministradores principales

FR, LU, EE, LV, SK

El principal factor de obstaculización de la competencia en el mercado del gas es su continuada segmentación por países. Si este problema se resolviera, se empezaría a apreciar un mercado mucho más vigoroso. En cierto modo ya se está produciendo esto en determinados mercados del Mar del Norte y del sur de Europa, siempre y cuando las condiciones de acceso y el marco regulador fomenten la competencia. Sin embargo, sigue habiendo barreras a la competencia en casi todas partes de la Unión Europea.

ES ES 37

ANEXO 6 Información sobre la seguridad del suministro

6.1 Electricidad: situación actual

En el cuadro 6.1 se resumen las últimas comunicaciones de la UCTE acerca de los equilibrios energéticos dentro de la UE así como otras informaciones, procedentes de organizaciones de GRT similares, referidos a aquellos Estados miembros que no forman parte de la UCTE.

Este cuadro muestra las mejoras en el suministro que se han producido desde 2003, cuando se dieron una serie de dificultades relacionadas con la oferta y la demanda, sobre todo durante la ola de calor que azotó Europa central ese verano. La adquisición de nueva capacidad, por ejemplo en Italia, hace suponer que el nivel de las reservas mejorará sustancialmente en 2005. También se esperan algunos reajustes en los países nórdicos, en los que la situación ha sido en ocasiones preocupante. La agrupación de GRT Nordel sigue subrayando en su última publicación que pueden producirse muchas dificultades si se da un invierno de temperaturas extremadamente bajas.

Irlanda cuenta con una relación oferta-demanda muy comprometida, lo que le ha llevado a lanzar un proceso de licitación de nueva capacidad. Sin embargo, la construcción de una segunda central de ciclo combinado (CCGT) cerca de Dublín, recientemente anunciada por Viridian, contribuirá a solucionar los problemas a medio plazo. La situación de Grecia sigue siendo crítica, aunque las nuevas adquisiciones de infraestructura de interconexión y una mayor cooperación en la región del sudeste europeo probablemente reduzcan los riesgos.

ES ES 38

Cuadro 6.1: Seguridad del suministro de electricidad

Capacidad de reserva real durante 2003: menor valor mensual (GW)59

Cantidad prevista de capacidad de generación de reserva para 2005 (GW)60

como % de la capacidad de generación

Capacidad de importación (% de la capacidad de generación)61

Austria62 3,8 5,4 30% 22% Bélgica 0,4 -0,1 0% 29% Dinamarca 0,4 0,8 8% 51% Finlandia -0,8 -0,8 -6% 25% Francia 3,8 9,8 10% >10% Alemania 3,2 4,5 5% 14% Grecia 0,4 -0,4 -2% 10% Irlanda - 0,0 0% 6% Italia -1,7 3,5 2% 12% Luxemburgo 0,4 0,4 24% 90% Países Bajos 2,5 1,0 4% 17% Portugal 0,7 1,3 12% 8% España 6,0 7,3 11% 5% Suecia -4,0 0,2 0% 29% R. Unido - no conocido 10% aprox. 3% Noruega 2,0 0,6 5% 18% Estonia - no conocido 75% Letonia - no conocido >100% Lituania - 1,3 27% 50% Polonia 6,4 6,3 12% 10% R. Checa 1,3 2,3 16% 23% Eslovaquia 0,4 0,2 5% 44% Hungría -0,1 0,0 5% 22% Eslovenia 0,0 0,2 8% 53% Chipre - no conocido 26% - Malta - no conocido 25% - Países candidatos Rumania 1,3 1,3 11% 6% Bulgaria 2,1 2,1 20% 10% Turquía - no conocido no conocido 7% Croacia 1,0 1,3 32% 55% Otros países vecinos Bosnia 0,9 0,8 Serbia / Mont. -0,8 0,1 6% 20%

ARYM 0,0 0,1 Albania - no conocido no conocido 30%

Fuente: UCTE, Nordel, NGC, ESBNG.

59 Retrospectiva de UCTE sobre el equilibrio energético en 2003: cifras de Nordel basadas en el informe “Power and Energy Balances, Retrospect 2003, Forecast 2007” (“Equilibrios de electricidad y energía, retrospectiva de 2003, previsión para 2007”), publicadas en junio de 2004.

60 De acuerdo con la definición de UCTE: “capacidad restante” = “capacidad garantizada” menos la “demanda a las 11 a.m.” como porcentaje de la “capacidad de generación total”. Equilibrio energético de UCTE: Previsión 2004-2010, publicada el 19 de enero de 2004. Previsión para 2005: valores más bajos de enero a julio. Cifras de Nordel basadas en el informe “Power and Energy Balances, Retrospect 2003, Forecast 2007” (“Equilibrios de electricidad y energía, retrospectiva de 2003, previsión para 2007”), publicadas en junio de 2004; previsión para 2007-2008 con temperaturas habituales en invierno. La del Reino Unido se basa en el Seven Year Statement, un informe publicado por NGC cada siete años; el “margen de planta 2005 / 06 = 22%” se ha ajustado para corresponder aproximadamente a la definición de “capacidad restante” incluyendo los cortes / revisiones, la reserva de la red al 10% y la capacidad no utilizable (0-5%). La cifra de Irlanda se basa en el Generation Adequacy Report 2004-10 (Informe sobre la adecuación de la generación 2004-2010) elaborado por ESB NG: publicado en noviembre de 2003; incluye los resultados de 2005, con los valores medios previstos sobre la disponibilidad y el crecimiento de la demanda, y excluyendo el interconector.

61 Basada en los datos de ETSO relativos a la CNT del invierno 2004-2005, incluyendo Suiza, Ucrania, Rusia y Marruecos. 62 Los elevados niveles de capacidad de reserva notificados se deben a la inclusión de la capacidad de almacenamiento de

las plantas (aprox. 6,4 GW).

ES ES 39

En el cuadro 6.2 se muestran las principales medidas adoptadas por los Estados miembros para fomentar la generación. Se aprecia que la mayoría de los países ha aplicado algún tipo de mecanismo de garantía de la capacidad, o está estudiando hacerlo, y que en muy pocos de ellos el mercado depende exclusivamente de los precios de la energía. Sin embargo, la clave para fomentar la inversión es, fundamentalmente, la existencia de un marco regulador estable, en el que los Estados miembros y los organismos reguladores se comprometan a medio y largo plazo a mantener el sistema adoptado.

Cuadro 6.2: Medidas para contribuir a la seguridad del suministro de gas

Incentivos (ej.: pagos de capacidad)

Obligación sobre GRT o

suministradores63

Legislación de contratación

pública a largo plazo vigente

Licitación por la autoridad

reguladora o GRT Austria x Bélgica (x) Dinamarca Finlandia Francia (x) Alemania Grecia x Irlanda x x Italia x Luxemburgo Países Bajos (x) Portugal (x) x España x Suecia x (x) R. Unido Noruega x Estonia x Letonia Lituania x (x) Polonia x R. Checa x Eslovaquia x Hungría x Eslovenia Chipre Malta


6.2 Seguridad del suministro de gas

En el cuadro 6.3 se ofrece un resumen parecido para el mercado del gas, procedente de las autoridades reguladoras nacionales.

63 (x) = en fase de estudio.

ES ES 40

Cuadro 6.3: Situación actual de la seguridad del suministro: gas

Seguridad del suministro en 2003 (bcm)

Consumo Producción local

Capacidad de importación64

Capacidad total de

suministro

Incremento en el consumo en 2003 frente a

2002 (% anual)

Austria 9 2 34 36 +8% Bélgica 16 0 3665 36 +7% Dinamarca 4 7 2 9 +2% Francia 46 2 70 72 +5% Alemania 86 15 87 102 +4% Italia 76 14 238 252 +9% Irlanda 4 0 4 4 +2% Luxemburgo 1 0 4 4 no conocido P. Bajos 46 70 25 95 0% España 24 0 21 21 +15% Suecia 1 0 2 2 +1% R. Unido 106 103 10 113 +2% Estonia 1 0 2 2 no conocido Letonia 2 0 2 2 +1% Lituania 3 0 6 6 +9% Polonia 12 4 9 13 +4% R. Checa 10 0 12 12 +3% Eslovaquia 7 0 90 90 +5% Hungría 14 2 15 17 +2% Eslovenia 1 0 4 4 +4% Países candidatos Rumania 18 13 12 25 -1% Bulgaria 3 0 6 6 +6% Turquía 21 1 26 27 +20% Croacia no existe información disponible Fuente: Respuestas a los cuestionarios de las autoridades reguladoras; sitio web de GTE.

En este análisis se aprecia que algunos países necesitan con relativa urgencia invertir en capacidad de importación adicional, sobre todo el Reino Unido e Irlanda, España y posiblemente Polonia. Parece, no obstante, que dichas inversiones están al llegar y que se está diseñando una serie de proyectos para introducir más gas en el mercado europeo.

64 Procedente de todos los gasoductos físicos de importación conectados directa o indirectamente con los países

productores, más el GNL (fuente: GTE). 65 Más una capacidad de tránsito de 48 bcm anuales.

ES ES 41

ANEXO 7 Servicio público y protección de los derechos del consumidor

Electricidad

Contexto

Las industrias energéticas proporcionan “servicios de interés económico general”, por lo que de acuerdo con el enfoque sectorial descrito en el libro blanco de la Comisión sobre servicios de interés general (Com (2004) 364 final), los Estados miembros pueden imponer obligaciones de servicio público a las empresas eléctricas y de gas. Dichas obligaciones de servicio público estarán relacionadas con “la seguridad, incluida la seguridad de abastecimiento, la regularidad, la calidad y el precio de los suministros, así como la protección del medio ambiente”. Estas obligaciones de servicio público deberán “definirse claramente, ser transparentes, no discriminatorias y controlables, y garantizar a las empresas eléctricas de la Unión Europea el acceso, en igualdad de condiciones, a los consumidores nacionales”.

La inclusión de obligaciones de alto nivel de servicio público y de protección de los consumidores dentro del marco de un mercado liberalizado es uno de los objetivos primordiales del nuevo artículo 3 de las Directivas sobre electricidad y gas. Sin embargo, el principio que rige su aplicación sigue siendo el de la subsidiariedad. Los beneficios que reporte la apertura de los mercados, en los que los nuevos proveedores puedan ofrecer precios y servicios más competitivos, han de estar en consonancia con el cumplimiento de dichas obligaciones de servicio público.

Desde julio de 2004 los usuarios no domésticos tienen libertad para escoger suministrador; y en julio de 2007 todos los consumidores domésticos estarán cualificados para ello. Así, la protección a los consumidores debe realizarse a medida y en función de dichas fases de apertura del mercado, de modo que los usuarios tengan la información suficiente que les permita efectuar comparaciones de precios acordes con sus necesidades.

Otro de los requisitos es el de transparencia de las condiciones contractuales generales. Es necesario que se aplique plenamente el Anexo A de las nuevas Directivas de gas y electricidad para garantizar la protección adecuada a los usuarios de electricidad y gas.

En dichas Directivas se estipula que las compensaciones económicas otorgadas por un Estado miembro para hacer cumplir las obligaciones de servicio público deberán realizarse con total aplicación de los principios de transparencia y no discriminación. En su resolución sobre el caso de Altmark Trans GmbH1, el Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas argumentó que las compensaciones por servicio público no constituyen ayudas estatales según el sentido que les otorga el artículo 87 del Tratado de la CE, a condición de que se cumplan cuatro criterios:

• Primero: la empresa beneficiaria debe tener efectivamente obligaciones de servicio público que desempeñar, y que además deben estar claramente definidas.

• Segundo: los parámetros utilizados para calcular las compensaciones deben haberse establecido de antemano y de manera objetiva y transparente para no conceder ventajas económicas que favorezcan a la empresa beneficiaria frente a sus competidores.

• Tercero: las compensaciones no podrán exceder la cantidad necesaria para cubrir todos o parte de los costes derivados del ejercicio de las obligaciones de servicio público, teniendo en cuenta los ingresos correspondientes y un margen de beneficio razonable.

• Cuarto: cuando la empresa que ha de ejercer las obligaciones de servicio público (en un caso concreto) no ha sido seleccionada de acuerdo con un procedimiento público de licitación (selección de la mejor oferta de ejecución de dichos servicios con el mínimo coste para la comunidad), las compensaciones se habrán de determinar mediante un análisis de los costes que ocasionaría el ejercicio adecuado de dichas obligaciones a una empresa tipo, bien administrada

ES ES 42

y dotada de medios de transporte apropiados, teniendo en cuenta los ingresos correspondientes y un margen de beneficio razonable.

Servicio universal

El concepto de “servicio universal” se define en una nueva disposición del artículo 3 de la Directiva 2003 / 54 / EC como “el derecho al suministro de electricidad de una calidad determinada, y a unos precios razonables, fácil y claramente comparables y transparentes”. Se puede apreciar en el siguiente cuadro (7.1) que en (casi) todos los Estados miembros existe la obligación de proporcionar conexión y suministro a todos los consumidores del mercado eléctrico, y en especial a los domésticos.

El “suministrador de último recurso” constituye un mecanismo de seguridad necesario para proteger a los clientes en caso de:

• Bancarrota del suministrador.

• Suministro a clientes vulnerables, sin recursos para pagar.

• Suministro a clientes de zonas apartadas.

El suministrador de último recurso designado por los Estados miembros suele ser el gestor de la red de distribución (GRD).

Clientes vulnerables

Esta clase de consumidor es difícil de definir en términos generales ya que depende principalmente de las circunstancias nacionales o locales específicas. La mayoría de los Estados miembros han introducido normas de protección de los clientes vulnerables a través de tarifas sociales u otras actuaciones del sistema nacional de seguridad y bienestar social. La protección de clientes vulnerables constituye un aspecto importante en algunos de los nuevos Estados miembros y de los países candidatos.

ES ES 43

Cuadro 7.1: Obligaciones de suministro BE

F W CZ DK DE EE EL ES FR IE IT CY LV LT LU HU MT NL AT 1 PL PT 3 SI SK FI SE UK 2,,3

Servicio universal y

“suministrador de último recurso”:

gestor responsable

sí / GRD sí / GRD sí / GRD sí / S-GRD sí / GRD 4 sí

sí / S-GR

D sí / GRD

sí / S-GR

D

sí / S-GRDen

preparaciónsí /

GRD sí / S no nosí

suministr. único

sí / S no sí en

preparaciónsí / GRD sí sí /

S-GRD sí /

GRD sí /

S-GRD

Obligación general de

suministrar a todos los

consumidores

sí sí sí no sí sí no sí sí sí sí sí sí sí sí n. d.

sí / sólo si el cliente ya tiene contrato

de suministro

sí no sí sí n. d. sí

Soluciones ofrecidas a

clientes vulnerables

sí / SS sí / contador de prepago no no sí / SS sí / SS n. d. sí / SS sí / SS

sí / contador de

prepago no n. d. no sí /

SS sí sí /

contador de

prepagono

sí / contador de

prepago

sí / fianza de

seguridad

sí / contador de

prepago sí / SS sí /

SS

sí / contador

de prepago

Tarifas sociales sí sí no no no no no no sí sí sí n. d. no no sí no no sí sí no no no síProcedimiento

en caso de desconexión por impago

sí sí no sí / preavisoobligatorio

sí / preaviso obligatorio

sí / preaviso

obligatorion. d.

sí / preaviso

obligatoriosí sí sí n. d. sí sí no no no sí sí sí sí sí

Compensación al suministrador sí sí sí /

FC Y / tarifa fija sí / pago

social directo

sí sí sí sí sí / FC sí sí sí sí n. d. n. d. no n. d. n. d. n. d. n. d. n. d.

Compensación recuperable

mediante tarifas de red

sí sí sí sí n. d. sí sí sí sí sí sí no sí sí n. d. n. d. sí n. d. n. d. n. d. sí sí

GRD = Gestor de Red de Distribución S = Suministrador SS = sistema de Seguridad Social FC = Fondo de Compensación n. d. = no disponible Características de los Estados miembros: 1) En Austria, la función de “suministrador de último recurso” se le asigna, mediante decisión de la autoridad reguladora, a un grupo de equilibrio. 2) En el Reino Unido, la función de “suministrador de último recurso” la asigna la autoridad reguladora cuando sea necesario. 3) En Portugal, esta tarifa cubre a unos 3.500 clientes; en el Reino Unido una tarifa social cubre a unos 250.000 clientes. 4) Allgemeinversorger.

Cuadro 7.1 a): Control de los precios finales (consumidores domésticos)

Los consumidores domésticos están protegidos por sistemas de control de precios ex ante mediante tarifas reguladas o fijadas. El control de precios ex ante debe efectuarse de forma realista, tomando en consideración el nivel de consumo. Los controles de precios ex post podrían ser necesarios para evitar abusos de posición dominante.

BE F W CZ DK DE EE EL ES FR IE IT CY LV LT LU HU MT NL AT PL PT SI SK FI SEUK

Control de precios al consumo (hogares)

no / tarifa GRD sí / R sí / R sí / R sí / R sí / R (tope de

precios) sí / R-F sí / R-F sí / R sí / R sí / R sí / R sí / R sí / R sí / R sí / R sí / R (ex ante) sí / R (ex ante) sí / R-F sí / R n. d. sí / R (ex post) no no

F = tarifa Fija R = tarifa Regulada n. d. = no disponible

ES ES 45

Protección medioambiental

Casi todos los Estados miembros han introducido obligaciones de servicio público en relación con la protección medioambiental, y en particular acerca del cambio climático. Existen diversos sistemas para fomentar las energías renovables, la eficiencia energética y la PCCE. Estas formas de obligación se financian mediante sistemas de “tarifas fijas de alimentación” (“feed-in tariffs”) o tarifas de red (cuadro 7.2), que ya forman parte de las estrategias de los Estados miembros para conseguir los objetivos de la UE sobre energías renovables y eficiencia energética.

Es mejor imponer dichas obligaciones a los suministradores en lugar de a los GRD, y deben contar con el apoyo de todos los participantes en el mercado eléctrico para evitar efectos distorsionadores de la competencia. Para ello, deben estipularse como una obligación general en lugar de definirse para cada empresa.

Cuadro 7.2: Obligación principal sobre fuentes energéticas de generación y otras obligaciones medioambientales

BE F W

CZ DK 1 DE EE EL ES FR IE IT CY LV LT LU HU MT NL AT PL PT SI SK FI SE UK

FER sí sí sí sí sí sí sí sí sí sí n. d. sí sí no n. d. sí n. d. n. d. sí sí sí síPCCE n. d. n. d. n. d. sí sí n. d. n. d. sí sí sí n. d. n. d. sí n. d. no n. d. n. d. n. d. n. d. sí n. d. sí sí

Otras, lignito, turba, etc. residuos n. d. n. d. no n. d. lignito residuos sí /

residuos turba n. d. n. d. sí / residuos n. d. no n. d. no lignito n. d. n. d. no turba no

Compensación para el

suministrador sí sí sí sí sí sí sí sí sí fondo de

compensación sí n. d. sí sí no no apoyo

directo a clientes

n. d. n. d. sí sí / sólo ayuda a inversión

sí pago o rescate

Tarifa de red sí sí sí sí sí n. d. sí sí sí sí sí n. d. sí sí no no sí n. d. n. d. sí sí no síObligación de

compra sí sí sí sí sí sí sí n. d. sí sí sí n. d. sí sí no no no n. d. n. d. sí n. d. sí sí

Obligación para la

generación por eficiencia energética

sí sí sí sí sí sí sí n. d. sí sí sí n. d. sí sí no no no n. d. n. d. n. d. sí n. d. sí

FER = Fuentes de Energía Renovables PCCE = Producción Combinada de Calor y Electricidad n. d. = no disponible 1) En Dinamarca, la compensación de las obligaciones de servicio público se articula a través de una “tarifa fija de alimentación” para la compra de la electricidad generada (“feed-in system”).

ES ES 46

Calidad del suministro

La mayoría de los Estados miembros presenta un alto nivel de calidad del suministro (cuadro 7.3). Sin embargo, sigue siendo importante, controlar, mantener y mejorar la calidad del servicio mediante la apertura del mercado. Las autoridades reguladoras han de establecer las tarifas adecuadas a los niveles del servicio esperado. Esto es necesario para garantizar que las empresas lleven a cabo el mantenimiento de la red que operan y ofrezcan un servicio de alta calidad.

Cuadro 7.3: Calidad del suministro

BE F W

CZ DK DE EE EL ES FR IE IT CY LV LT LU HU MT NL AT PL PT SI SK FI SE UK

Obligación de respetar niveles de

calidad: gestor responsable

sí / GRD sí / GRD

sí / GRT-GRD

sí / GRD-GRT

sí / GRD-GRT

sí / GRD-GRT

sí / GRD

sí / GRD

sí / S-GRD

sí / GRD sí / S sí / S sí /

GRT sí /

GRT-GRD

no sí nosí /

contratos bilaterales

sí / GRT-GRD

sí / GRT sí / S-

GRD sí /

GRT sí /

GRT-GRD

Responsabilidad por problemas

técnicos GRD GRD GRD GRD-

GRT GRD GRT GRD GRD S-TSO S-TSO S GRT GRT GRT no sí GRT S-TSO S-TSO GRT GRT GRT S

Sanciones para suministrador final no no sí n. d. no no n. d. sí n. d. sí sí n. d. sí sí n. d. sí no sí sí n. d. reducción

de precio no sí

GRD = Gestor de Red de Distribución GRT = Gestor de Red de Transporte S = Suministrador n. d. = no disponible

ES ES 47

Capacidad de elección para el consumidor

Hasta julio de 2007 no tendrán todos los consumidores domésticos la posibilidad de elegir como suministradores de electricidad y de gas la opción que les parezca más atractiva. La información de la que disponen estos grupos de consumidores difiere mucho según el Estado miembro pero la hay en mayor cantidad y detalle en los países que ya han llegado al 100% de apertura del mercado.

Sólo se logrará facilitarles a los clientes finales el cambio de suministrador si reciben información que les permita comparar precios y servicios. Los consumidores de electricidad y gas, que por lo general tienen una buena opinión de estos servicios de interés económico general, se quejan de las dificultades para obtener la información necesaria para comparar distintas ofertas comerciales (cuadro 7.5). Dicha falta de información impide en la práctica que se puedan comparar los precios, que es un factor esencial para que funcione cualquier mercado. Es imperativo que se mejore el acceso a la información que permita la comparación de precios y fomente el cambio de suministrador.

Al igual que ha sucedido en otros sectores, a la vista de la apertura total del mercado en ciernes, algunos operadores ya han empezado a utilizar sus sitios web para dar información sobre sus productos y servicios.

El cambio de suministrador debe ser posible, fácil y factible, con sanciones razonables en caso de incumplimiento de contrato. Han de poder resolverse los conflictos con rapidez y justicia para reforzar la confianza, y si es posible debe hacerse fuera de los tribunales.

Normalmente son las autoridades reguladoras las que garantizan la transparencia de la información en la mayoría de los Estados miembros. Sin embargo, hay otras autoridades nacionales y regionales, así como organizaciones de consumidores, en las que también debe recaer la responsabilidad de exigir una información objetiva.

ES ES 48

Cuadro 7.4: Capacidad de elección e información a disposición del consumidor

BE F W

CZ DK DE EE EL ES FR IE IT CY LV 3 LT LU HU 3 MT NL AT PL PT SI SK FI 1 SE UK 2

Comparabilidad W W P W W W W P P W P- W suministrador único P- W P P P W P n. d. P P- W P- W W

Tiempo máximo de preaviso

sí / 1 mes

sí / 1 mes n. d. sí /

1 mes n. d. sí / 30 días

sí / 3 meses n. d. no no sí /

1 mes n. d. n. d. n. d. n. d. n. d. sí / 5-8 semana

s no n. d. n. d. sí / 2

semanas sí /

1 mes sí /

1 mes

Cargo por cambio de suministrador no cláusula

contractual no no no no no no no no no n. d. no no n. d. cláusula contractual no n. d. no no no no no

Resolución de conflictos

(procedimiento formal)sí / G sí / AR sí sí / R no sí / I sí / R sí / R sí / R sí / R sí n. d. sí sí / R sí sí sí / R

sí / R para quejas sobre

acceso; G para el resto

sí / R sí / G

sí / consejo

de quejas

de clientes y

G

sí sí / R

Tiempo de respuesta a quejas

sí / 2 semana

s sí /

4 meses sí /

15 días n. d. no no no no n. d. sí / 10 días

sí / 20 días n. d.

sí / de 15 a 30

días

sí / de 15 a 30

días no sí /

4 meses sí / 7

semanas

sí / R 30 días

sí / R 20 d.;

G 15 d.sí sí no sí / 17

semanas

W = Web P =Publicaciones y / o campañas publicitarias G = Gestor R = Regulador AR = Autoridad Regional I = Inspectores n. d. = no disponible Características de los Estados miembros: 1) En Finlandia, el GRT puede aplicar un sobrecargo por una lectura adicional del contador si ha transcurrido menos de un año desde el último cambio de suministrador. 2) EnergyWatch es el organismo representativo de los consumidores de gas y electricidad en el Reino Unido. 3) En Letonia y Hungría, deben tenerse en cuenta las cuotas de instalación de equipos de medición.

ES ES 49

Cuadro 7.4 b): Duración de los contratos BE F W CZ DK DE EE EL ES FR IE IT CY LV LT LU HU MT NL AT PL PT SI SK FI SE UK

Duración de los

contratos n. d. n. d. LP I I I n. d. I I I LP-CP n. d. LP LP-CP comprador

único I, LP y CP CP n. d.

BT, 1 mes; MT, AT,

MAT, 1 año CP-1 año CP-LP n. d.

un mes de

preaviso

I = Indefinida LP = Largo Plazo; CP = Corto Plazo; BT = Baja Tensión MT = Media Tensión; AT = Alta Tensión; MAT = Muy Alta Tensión n. d. = no disponible

Se debe informar claramente a los clientes acerca de la duración de sus contratos (cuadro 7.4 b) y proporcionarles una gama de estructuras de contratos que responda a sus necesidades, sobre todo en lo referente a la duración. Los contratos de larga duración deberían poder ofrecerse si se solicitan.

ES ES 50

Cuadro 7.5: Opinión de los consumidores acerca del servicio de electricidad y suministro de gas

Estos cuadros pretenden subrayar los resultados del estudio “European Consumers and Service of General Interest” (“Consumidores europeos y servicios de interés general”), financiado por la DG de Sanidad y Protección de los Consumidores. En el estudio se trata de recoger la percepción de los clientes en relación con los servicios de electricidad y gas en los 25 Estados miembros.

GAS

BE CZ DK DE EE EL ES FR IE IT CY LV LT LU HU MT NL AT PL PT SI SK FI SE UKPrecios P E P P P P P P P E P P P N P P P E P E N P P P Acceso P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P

Información E P P P P P P P P P P P P P P E E P E P P P P E Atención al cliente P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P

Calidad del servicio Quejas

Condiciones B B B B B B B B A B B B B B B B A B B B B B B B

ELECTRICIDAD

BE CZ DK DE EE EL ES FR IE IT CY LV LT LU HU MT NL AT PL PT SI SK FI SE UKPrecios P P P P E N E E P N N P N P N N E E N N E E P N P Acceso P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P P

Información E P P P N N N P P P N P N P P P N N P N P P N N P Atención al cliente P P P P P E N P P P P P P P P P N N P N P P N N N

Calidad del servicio P P P P P P Quejas muchas muchasalgunas algunas muchasmuchas algunas algunasalgunas

Condiciones B B N N B B N N B B B B N B N B P = Positiva; B = Buena; A = Aceptable; E = Equilibrada, entre P; N = Negativa.

La electricidad se considera un servicio básico: “si se aprieta el interruptor, se enciende la luz”. Los usuarios de la electricidad y el gas están bastante satisfechos con el servicio ofrecido. Sin embargo, en términos generales, los consumidores tienen la sensación de que no pueden influir en la gama de servicios ofrecidos y que es difícil obtener la información necesaria para comparar las diferentes ofertas del mercado. Dicha falta de transparencia impide en la práctica la posibilidad de comparar precios. La mayoría de los consumidores no conoce las condiciones de su contrato.

Las principales esperanzas que depositan en la liberalización se refieren a la reducción de precios. Los consumidores muestran un mayor interés en cambiar de suministrador eléctrico que de gas. Las autoridades públicas han de mantener un importante grado de capacidad supervisora y reguladora, en relación, sobre todo, con los aspectos de la seguridad.

ES ES 51

El sentimiento de insatisfacción con respecto a los precios tiene que ver, por lo general, con una percepción de que aumentan de manera continua y considerable, a menudo debido a los impuestos. En la mayoría de los Estados miembros, los casos de mayor insatisfacción con los precios suelen corresponderse con las categorías sociales bajas.

La calidad del servicio se considera aceptable. Los clientes tienen la sensación de que las facturas son complicadas y poco claras, que el sistema de tarificación para periodos de alto y bajo consumo es complejo y que las facturas se emiten a menudo a partir de cálculos de consumo inexactos. De ahí que la mayor parte de las quejas esté relacionada con la facturación. Probablemente haga falta una mayor educación del consumidor en este sentido.

Hay cierta insatisfacción acerca de la disponibilidad y competencia de los empleados de estas empresas de servicios públicos a los que se han de dirigir en caso de reclamación, y dicho sentimiento crece en paralelo al aumento de servicios de atención al cliente automatizados.

Hay una exigencia actual de información acerca de métodos de eficiencia energética y de un mejor etiquetado de las fuentes de energía eléctrica.

ES ES 52

Cuadro 7.6: Opinión de los consumidores acerca de la competencia y el servicio público

ELECTRICIDAD

COMPETENCIA SERVICIO PÚBLICO

BE Miedo a perder tarifas “sociales” Suministro y mantenimiento continuados en zonas remotas; “vigilancia” con respecto a precios

CZ Dudas sobre reducción de precios -

DK Actitud generalmente receptiva pero reservas entre los clientes vulnerables Suministro continuado; mantenimiento en zonas remotas

DE Actitud de esperanza (relacionada con precio) Seguridad

EE Expectativas relacionadas con precio -

EL Por lo general, receptividad e interés Mantenimiento en zonas remotas; “vigilancia” con respecto a precios

ES Escepticismo respecto a reducción de precios Suministro continuado

FR Actitudes mixtas / interés en principio Suministro y mantenimiento continuados en zonas remotas; intervención rápida

IE Actitudes mixtas / interés en principio Suministro continuado; intervención rápida

IT Actitudes mixtas / interés en principio Suministro y mantenimiento continuados en zonas remotas; “vigilancia” con respecto a precios

CY - -

LV Expectativas relacionadas con precio -

LT Expectativas relacionadas con precio -

LU En parte, receptividad e interés Suministro continuado

HU Expectativas relacionadas con precio -

MT Expectativas relacionadas con precio -

PB Actitud generalmente receptiva pero reservas entre los clientes vulnerables y transparencia de precios

Suministro continuado; seguridad; “vigilancia” con respecto a precios

AT Mayor escepticismo Suministro continuado; seguridad y mantenimiento en zonas remotas; “vigilancia” con respecto a precios

PL Expectativas relacionadas con precio -

PT Actitudes mixtas / interés en principio Suministro continuado

SI Expectativas relacionadas con precio -

SK Expectativas relacionadas con precio -

FI Actitud por lo general receptiva “Vigilancia” con respecto a precios

SE Frustración bastante generalizada -

UK

Posee el mayor número de consumidores que han cambiado de suministrador. Actitudes mixtas debido a falta de términos de comparación de precios.

Mantenimiento en zonas remotas; intervención rápida; “vigilancia” con respecto a precios

GAS

COMPETENCIA SERVICIO PÚBLICO

BE Interés debido a expectativas de precios más bajos Actitud positiva

CZ Interés general en posibilidad de elección Actitud positiva

DK Interés debido a expectativas de precios más bajos Actitud positiva

DE Interés en principio Actitud positiva

EE Interés general en posibilidad de elección Actitud positiva

EL Interés en principio Actitud positiva

ES Interés en principio Actitud positiva

FR Interés en principio Actitud positiva

IE Interés debido a expectativas de precios más bajos Actitud positiva

IT Interés debido a expectativas de precios más bajos Actitud positiva

CY - -

LV Interés general en posibilidad de elección Actitud positiva

LT Interés general en posibilidad de elección Actitud positiva

LU Interés en principio Actitud positiva

HU Interés en principio, pero temor a aumento de precios Actitud positiva

MT Expectativas relacionadas con precio Actitud positiva

NL Interés debido a expectativas de precios más bajos Deseo de conectar zonas remotas

AT Interés debido a expectativas de precios más bajos Actitud positiva

PL Interés teórico Actitud positiva

PT Interés en principio Actitud positiva

SI Interés general en posibilidad de elección Actitud positiva

SK Interés general en posibilidad de elección Actitud positiva

FI Interés en principio Actitud positiva

SE Interés en principio Actitud positiva

UK Los consumidores que han cambiado de suministrador expresan su satisfacción por poder recibir el mismo servicio a un precio ligeramente menor. Quejas sobre la falta de términos de comparación de precios.

Deseo de conectar zonas remotas

ES ES 54

ANEXO 8 Impacto medioambiental del mercado interior de la energía

8.1 Contexto

La apertura de los mercados del gas y la electricidad se produce dentro de un marco de compromiso firme por parte de la Unión Europea con respecto a la reducción de las emisiones de carbono. Se ha introducido una serie de iniciativas políticas para lograr este objetivo, entre las cuales cabe destacar las Directivas sobre energías renovables y cogeneración y las medidas para reducir la demanda de energía, por ejemplo en los edificios. Mientras tanto, la Directiva relativa al comercio de derechos de emisión de gases tiene como fin garantizar la reducción de la producción de carbono de manera eficiente. Además de estas medidas, muchos Estados miembros también han establecido incentivos fiscales para limitar el consumo de energía, principalmente de electricidad y gas.

8.2 Política fiscal

En el cuadro 8.1 se presenta el marco fiscal existente en lo referido al consumo de electricidad y gas. Aquí se pueden apreciar ciertas divergencias entre Estados miembros respecto del tipo de medidas puestas en marcha. Algunos países como Dinamarca, los Países Bajos y Alemania han establecido fuertes impuestos sobre la electricidad y el gas, mientras que en otros como Portugal, el IVA y otros gravámenes que se les aplican son reducidos.

Cuadro 8.1: Marco fiscal de la política medioambiental

Tipo de IVA

Impuesto sobre la energía electricidad

Impuesto sobre la energía gas

Austria 20 * **** Bélgica 21 * * Dinamarca 25 **** *** Finlandia 22 ** * Francia 19,6 / 5, 566 * * Alemania 16 *** ** Grecia 8 ninguno ninguno Irlanda 13, 5 ninguno ninguno Italia 10 * *** Luxemburgo 6 * * P. Bajos 19 *** ** Portugal 5 ninguno no disponible España 16 * ninguno Suecia 25 *** *** R. Unido 17, 5 / 5 * * Noruega 24 ** no disponible Estonia 18 * ninguno Letonia 18 ninguno ninguno Lituania 18 * ninguno Polonia 22 * ninguno R. Checa 19 ninguno ninguno Eslovaquia 19 ninguno ninguno Hungría 25 * * Eslovenia 20 ninguno ninguno Chipre 0 * no disponible Malta 5 ninguno no disponible

66 También se aplican impuestos de hasta el 12% en los municipios y departamentos.

ES ES 55

Tipo de IVA

Impuesto sobre la energía electricidad

Impuesto sobre la energía gas

Países candidatos Rumanía * Bulgaria ninguno Turquía *


* Promedio del impuesto sobre la energía inferior a 5 € / MWh. ** Promedio del impuesto sobre la energía entre 5 y 15 € / MWh. *** Promedio del impuesto sobre la energía superior a 15 € / MWh. *** Promedio del impuesto sobre la energía superior a 50 € / MWh.

8.3 Electricidad procedente de fuentes renovables

Además de las medidas destinadas a reducir la demanda, la Comunidad tiene como objetivo fundamental el aumento de la proporción de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables.

Cuadro 8.2: Marco de la política medioambiental: generación de electricidad

Incremento neto de la generación en 2003 (MW)

Principal mecanismo de ayuda a las FER

Nuevo carbón / petróleo (neto) Nuevo gas (neto) Nuevas FER /

PCCE (neto) otras

Austria tarifa fija de alimentación 0 0 +340 0

Bélgica certificados verdes e incentivos fiscales 0 0 +80 0

Dinamarca tarifa fija de alimentación 0 0 +350 0

Finlandia subsidios fiscales a la inversión 0 0 +20 +55

Francia obligación (licitación) -500 -10 +285 0 Alemania tarifa fija de alimentación 0 0 +2900 0

Grecia tarifa fija de alimentación más subvenciones +380 0 +110 0

Irlanda obligación (licitación) - - - - Italia certificados verdes -350 +1740 +450 +240 Luxemburgo tarifa fija de alimentación - - - - P. Bajos obligación (cert. verdes) +800 0 - 0 Portugal tarifa fija de alimentación 0 +392 - 0 España tarifa fija de alimentación 0 +1600 +1300 +117 Suecia obligación (cert. verdes) 0 0 +250 + R. Unido obligación (cert. verdes) 0 -250 +750 0 Noruega subvenciones directas 0 0 +50 0 Estonia obligación 0 0 +4 0 Letonia tarifa fija de alimentación 0 0 +10 0 Lituania adquisición a precio fijo - - - - Polonia obligación 0 0 +50 0 R. Checa tarifa fija de alimentación 0 0 0 +1000 Eslovaquia obligación de compra 0 0 +6 0 Hungría tarifa fija de alimentación 0 0 +130 0 Eslovenia tarifa fija de alimentación 0 0 +4 0 Chipre obligación de compra - - - - Malta no existe información disponible Total (aprox.) +330 +3450 +7000 +1450

ES ES 56

Incremento neto de la generación en 2003 (MW)

Principal mecanismo de ayuda a las FER

Nuevo carbón / petróleo (neto) Nuevo gas (neto) Nuevas FER /

PCCE (neto) otras

Países candidatos Rumanía certificados - - - - Bulgaria tarifa fija de alimentación 0 0 +13 0 Turquía obligación +1600 +1800 +300 0 Croacia no existe información disponible Otros países vecinos Albania incentivos fiscales 0 0 +26 0

En el cuadro 8.2 anterior se presenta el modelo aplicado por cada Estado miembro y la cantidad de nueva capacidad de generación obtenida a partir de cada tipo de combustible.


Los datos al respecto son muy esperanzadores puesto que se ha añadido más de 7.000 MW de capacidad de generación nueva a partir de fuentes renovables y PCCE, lo que representa más de la mitad del total.

8.4 Conclusiones

No existe razón alguna que justifique que la apertura del mercado eléctrico tenga consecuencias medioambientales negativas, siempre y cuando se establezca el marco adecuado para la actuación de productores y consumidores. La Comunidad está trabajando intensamente para asegurarse de que así es, para lo que ha adoptado y está aplicando ya toda una batería de medidas.

ES ES 57

ANEXO 9 Dimensión exterior

9.1 Suiza

En 2002, el pueblo suizo rechazó en referendo por un estrecho margen un proyecto de ley que preveía en último término la apertura completa del mercado eléctrico de su país, en parecidos términos a la Directiva sobre electricidad. Tras el gran apagón que tuvo lugar en Italia en septiembre de 2003, originado por un fallo en la línea de transporte suiza, y después de una resolución del Tribunal Federal suizo según la cual el acceso de terceros a la red ha de garantizarse por principio en virtud de la ley de la competencia de Suiza, el gobierno ha retomado el objetivo de abrir el mercado al menos para clientes industriales. En septiembre de 2004 se sometió a consulta de los agentes implicados un proyecto de ley que contemplaba la apertura (al 40%) del mercado para grandes consumidores comerciales, la desagregación y el establecimiento de una autoridad reguladora. También incluía normas sobre asuntos transfronterizos parecidas a las del Reglamento sobre comercio eléctrico transfronterizo, en especial en lo referido a la gestión de la congestión. Dado el tiempo necesario para su tramitación legislativa y un posible referendo, se puede prever el comienzo de la apertura del mercado para 2008, siempre y cuando se acabe aprobando la ley. Ya se han entablado conversaciones entre Suiza y la UE para negociar un acuerdo de comercio de electricidad, que entraría en funcionamiento cuando se produzca la apertura efectiva del mercado suizo. A la vez prosiguen las discusiones para garantizar que, con independencia de la eventual apertura del mercado suizo, se puede llevar a cabo de manera no discriminatoria el tránsito a través del país, poniendo especial hincapié en las normas de gestión de la congestión.

El Proceso de Regulación de la Energía en Europa sudoriental se inició con la firma del Memorando de Acuerdo sobre el mercado regional de la electricidad en la Europa sudoriental (REMSEE) y su integración en el Mercado Interior de la Electricidad de la Unión Europea (Memorando de Atenas de 15 de noviembre de 2002).

El segundo Memorando de Atenas, firmado en 2003, hace recapitulación sobre el primero pero lo actualiza para incluir la nueva legislación de la UE e incorporar el mercado del gas. También mantiene todos los compromisos del primer Memorando, con la excepción de la apertura del mercado, incorpora otros de carácter medioambiental así como cláusulas de reciprocidad, solicita a los países que apliquen estrategias para la seguridad del suministro y que acuerden las fechas para la apertura del mercado y el desarrollo de la legislación medioambiental. Tiene más poder que el acervo comunitario en tanto en cuanto va más allá en la unidad de soberanía en este sector estratégico67. En el “Proceso de Atenas” se ha establecido la siguiente estructura institucional:

El Consejo Ministerial, que tiene lugar anualmente y en el que participan los ministros de Energía de los países miembros y el comisario de Energía y Transporte. En él se toman decisiones estratégicas y se dan indicaciones al Foro o se adoptan o respaldan oficialmente las conclusiones del mismo. La presidencia de este Consejo sigue un turno rotatorio de seis meses.

9.2 Europa sudoriental

El Grupo Permanente de Alto Nivel, compuesto de representantes de los ministerios de Energía de los países miembros y de la Comisión. Esto grupo se ha de formar, cuando sea necesario, a iniciativa de la Comisión o del país que asuma la presidencia en ese momento, y tiene como función preparar el Consejo ministerial y garantizar la puesta en marcha de sus decisiones. Copresiden este grupo la Comisión y el presidente de turno.

67 Lo aprobaron Croacia, Bosnia y Herzegovina, la República Federal de Yugoslavia, la Antigua República Yugoslava de

Macedonia, Rumanía, Bulgaria, Turquía y Albania (Kosovo se unió tras la Resolución 1244 de la ONU): además, Moldavia, Hungría y Eslovenia participaron como observadores. Grecia, Italia y Austria intervienen en el proceso con carácter político.

ES ES 58

El Foro para la reglamentación de la electricidad en la Europa sudoriental (Foro de Atenas). Se compone de representantes de la Comisión, de gobiernos, reguladores y gestores de redes de transporte de los países de la Europa sudoriental, del Consejo de Reguladores Europeos de la Energía (CEER), de la organización de gestores de redes de transporte europeos (ETSO), de la Unión para la Coordinación del Transporte de Electricidad (UCTE), así como de representantes de donantes, empresas productoras de electricidad y consumidores. Copresiden el Foro la Comisión Europea y un representante del presidente de turno.

9.3 Países mediterráneos

En mayo de 2003, se firmó la primera Declaración de intenciones acerca del desarrollo de un mercado de electricidad integrado en los países del Magreb, con vistas a incorporar a estos países en el mercado eléctrico europeo. Posteriormente firmaron un Memorando de Acuerdo los ministros de los tres países y el comisario de Energía el día 2 de diciembre de 2003. La Comisión europea ofrece asistencia técnica para la creación del mercado de electricidad integrado en el Magreb y su incorporación al mercado europeo.

También se firmó una declaración de intenciones con los países del Mashrek el día 2 de diciembre de 2003 acerca de la cooperación entre Europa y el Mashrek en el ámbito del gas natural, con el objetivo último de crear un marco legal en dichos países similar al que existe en la Unión Europea.

Asimismo se está llevando a cabo un proceso de cooperación energética entre Israel y la Autoridad Palestina con el fin de establecer una agencia de la energía común, colaboración en el campo de las energías renovables y la eficiencia energética y el estudio de proyectos conjuntos en los sectores de la electricidad y el gas.

9.4 Rusia

Tanto la UE como Rusia persiguen el objetivo de la integración de sus mercados eléctricos mediante la asunción de las mismas reglas del mercado y medioambientales, incluidas las referidas a la seguridad nuclear. Además, resulta necesario el establecimiento de una interconexión física fiable entre ambos sistemas eléctricos. Se ha tratado este asunto en el contexto del diálogo entre la UE y Rusia en materia de energía.

Con respecto a la necesaria equivalencia de las normas del mercado y medioambientales, se está concluyendo un estudio objetivo, llevado a cabo conjuntamente con Rusia, mediante el cual se redactará un informe en el que se describan las reglas existentes en la UE y en Rusia. Cuando esté disponible el informe, se tendrá que tomar una decisión política acerca de los siguientes pasos que se quieran dar, tal y como se acordó en una mesa redonda sobre electricidad celebrada en Moscú el día 16 de octubre de 2003, en el contexto del diálogo en materia de energía. En este sentido, podría servir como modelo el procedimiento adoptado para la creación de un mercado eléctrico en la Europa sudoriental, por el cual la Comisión solicita formalmente al Consejo la negociación de un acuerdo bilateral sobre comercio de electricidad.

Sobre la cuestión de la interconexión entre el sistema eléctrico de Rusia / CEI y el de la Europa continental, gestionado por la UCTE, la Comisión ha declarado en varias ocasiones que está dispuesta a cofinanciar un estudio integral al respecto, que formaría parte prioritaria, por ser de interés común europeo, del programa de energía TEN. A su vez, la empresa rusa de electricidad RAO UES ha confirmado su voluntad de cofinanciar este proyecto por parte de Rusia. La UCTE ya realizó la correspondiente solicitud formal de cofinanciación del estudio en el marco del programa TEN-E, y la decisión se tomará antes de que acabe el año. El estudio tiene previsto concluirse en 2007 como muy tarde. Sería deseable y posible concluirlo con anterioridad, por ejemplo en 2006, siempre y cuando todas las partes colaboren de manera eficaz.

ES ES 59

ANEXO 10 Precios para el usuario final: cuadros y gráficos

Gráfico 10.1a: Precios de la electricidad para grandes consumidores industriales (1997-2004): 24 GWh / año

Gráfico 10.1b: Precios de la electricidad para grandes consumidores industriales (2000-2004): 24 GWh / año

ES ES 60

Gráfico 10.2a: Precios de la electricidad para PYME (1997-2004): 50 MWh / año

Gráfico 10.2b: Precios de la electricidad para PYME (1997-2004): 50 MWh / año

ES ES 61

Gráfico 10.3a: Precios de la electricidad para consumidores domésticos (1997-2004): 3,5 MWh / año

Gráfico 10.3b: Precios de la electricidad para consumidores domésticos (2000-2004): 3,5 MWh / año

ES ES 62

Cuadro 10.1: Precios al por menor de la electricidad proporcionados por Eurostat (precios actuales, impuestos no incluidos)

Los precios recogidos en los cuadros y gráficos anteriores no incluyen IVA ni otros impuestos sobre la energía.

ES ES 63

Gráfico 10.4a: Precios del gas para grandes consumidores comerciales (1997-2004): 420 TJ / año (aprox. 120GWh)

Gráfico 10.4b: Precios del gas para grandes consumidores comerciales (1997-2004): 420.000 GJ / año (aprox. 120 GWh)

ES ES 64

Gráfico 10.5a: Precios del gas para PYME (1997-2004): 420 GJ / año (aprox. 120 MWh)

Gráfico 10.5b: Precios del gas para PYME (1997-2004): 420 GJ / año (aprox. 120 MWh)

ES ES 65

Gráfico 10.6a: Precios del gas para consumidores domésticos (1997-2004): 16 GJ / año (aprox. 4,5 MWh)

Gráfico 10.6b: Precios del gas para consumidores domésticos (1997-2004): 16 GJ / año (aprox. 4,5 MWh)

ES ES 66

Cuadro 10.2: Precios al por menor de la electricidad proporcionados por Eurostat (precios actuales, impuestos no incluidos)

Los precios recogidos en los cuadros y gráficos anteriores no incluyen IVA ni otros impuestos sobre la energía.

ES ES 67

informe de la comisiÓn informe anual relativo a la puesta ... · comisiÓn de las comunidades...

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