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IIT Working Paper IIT-06-029A. First version: June 2006

J. I. Pérez-Arriaga, C. Batlle, C. Vázquez, “Los mercados eléctricos en Europa”, en Del monopolio al mercado. La Comisión

Nacional de Energía: diez años en perspectiva, editado por la Comisión Nacional de Energía, Madrid, 2006.

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LOS MERCADOS ELÉCTRICOS EN EUROPA

José Ignacio Pérez Arriaga, Carlos Batlle, Carlos Vázquez

Instituto de Investigación Tecnológica (IIT)

Universidad Pontificia Comillas, Madrid

[email protected]

1 Introducción

Relatar la historia de la realidad que se está viviendo tiene sus complicaciones. De

ninguna manera puede afirmarse que los distintos mercados eléctricos europeos, y menos

aún el Mercado Interno de Electricidad (MIE) de la Unión Europea hayan alcanzado una

estabilidad que permita realizar su descripción precisa con vocación de permanencia.

Desde que el proceso de reforma regulatoria -reestructuración, liberalización y, en su

caso, privatización- del sector eléctrico comenzó en Europa al principio de la década de

los 90, los distintos países se han ido decantando por soluciones muy diversas, adaptadas

a sus condicionantes específicos, que han encontrado fácil cabida bajo el amplio

paraguas de la primera directiva eléctrica de 1996, cuya ambigüedad está tratando de

reducir la nueva directiva de 2003, con el empeño -un tanto tardío- de la Comisión

Europea. Y es precisamente ahora, cuando el esfuerzo por armonizar y coordinar las

regulaciones de los países de la Unión permite atisbar que el MIE –aunque

imperfectamente- podría empezar a convertirse en una realidad, y cuando se plantean –

aunque sea sin grandes ambiciones- las directrices de una política energética común,

cuando surgen con fuerza las tendencias nacionalistas como una resistencia a abandonar

el control de los gobiernos nacionales sobre la energía. Una época interesante y crítica

para la construcción europea, desde la perspectiva energética.

La reforma y sus motivos

El marco regulatorio tradicional del sector eléctrico, basado en la compañía eléctrica

verticalmente integrada y remunerada por su coste de servicio, dio paso durante la

década de los 90 a una visión radicalmente distinta, centrada en la separación de las

actividades que podían realizarse en régimen de libre mercado de aquéllas que debían

permanecer como monopolios regulados, dando lugar al establecimiento de mercados de

electricidad y a la posibilidad de que los consumidores pudieran elegir su suministrador.

Parte II: Mercados y gestión de recursos energéticos

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Las razones para el cambio fueron múltiples y complementarias: el avance de las

políticas neoliberales de los años 80, que reducen el ámbito del estado y potencian el del

sector privado; redes potentes de transporte de electricidad que permiten la competencia

de la producción de electricidad en regiones muy amplias, por ejemplo a escala europea;

la aparición de la tecnología de producción con ciclos combinados, modular, de bajos

costes de inversión y con tiempos de construcción muy inferiores a los de las tecnologías

convencionales; precios bajos de las materias primas energéticas y reducción de los tipos

de interés, lo que en conjunto condujo a que el precio incremental de la nueva

generación fuese inferior al coste medio de la existente; y la amplia disponibilidad de

medios informáticos y de tratamiento de la información para la gestión eficiente de

clientes individuales. Después cada región del mundo y cada país que ha emprendido el

camino de la reforma han puesto su sello individual, de forma que no puede hablarse de

un diseño común estándar.

El proceso de reforma en la Unión Europea

Tras la aislada experiencia pionera de Chile en 1982, fue el Reino Unido en 1990 quién

lideró el proceso mundial de reforma, seguido de cerca por Noruega (1991), Argentina

(1992) y otros varios países latinoamericanos, Nueva Zelanda, Australia, el estado de

Victoria en Canadá, y diversos estados norteamericanos que, a partir de la Ley Eléctrica

de 1992, introdujeron drásticos cambios regulatorios, siendo el primero en implantarse el

de California en 1998. Mientras tanto, en Europa, algunos estados miembros de la Unión

se anticipaban, mientras que el resto al menos se preparaba, para las reformas que

comenzaron con las tímidas directivas de libertad de tránsito de electricidad y

transparencia de precios de 1990, y que finalmente se materializaron en la ecléctica

primera Directiva eléctrica de 1996, para luego reafirmarse en la segunda Directiva y en

la Regulación Eléctrica de 2003, que establecen unas condiciones mínimas de estructura

y funcionamiento del mercado eléctrico europeo. Estas disposiciones legales para la

electricidad han venido acompañadas de otras semejantes para el gas. Suecia, Finlandia,

España y Holanda han tendido a anticiparse a las disposiciones comunitarias; Alemania

ha seguido durante buena parte del proceso un camino propio; los restantes Estados

Miembros más bien han ido cumpliendo con los requisitos mínimos de las directivas o

han limitado en algún aspecto clave –ya sea estructural o normativo- el proceso de

reforma.

Actualmente el MIE está formado por 27 países –los de la UE-25 más Noruega y Suiza-,

pero los países que pretenden su incorporación a la UE y otros países periféricos han

Los mercados eléctricos en Europa

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adoptado también, parcial o totalmente, la normativa del MIE. Se trata, en conjunto, del

mayor mercado eléctrico mundial.

Los mercados “regionales” –esto es, los que abarcan diversos sistemas eléctricos bajo

regulaciones diversas, como es el caso del Mercado Interior de Electricidad (MIE)

Europeo, de los mercados norteamericanos que cubren varios estados como PJM (New

Jersey, Maryland, y Pennsylvania originalmente), el Mercado Nacional Eléctrico

Australiano, el Mercado Regional Eléctrico Centroamericano, MERCOSUR o el Mercado

del Sudeste Europeo en la periferia del MIE y solapándose con él en la zona de los

Balcanes- tienen cada uno sus motivaciones y planteamientos específicos. En el caso del

MIE los rasgos distintivos parecen ser los siguientes:

• El motor principal de la liberalización es el acceso libre y no discriminatorio a la red y

la separación de la actividad de operación de las redes de transporte y distribución de

las actividades realizadas en competencia.

• Esta liberalización alcanza simultáneamente a la producción y al consumo, que

pueden negociar libremente dentro del ámbito geográfico del MIE. Toda la

producción es libre para contratar y también lo es actualmente más del 80% del

consumo, estando previsto que alcance el 100% en 2007.

• El proceso de liberalización en el ámbito de la UE tiene lugar en paralelo con los

procesos de reforma en la Estados Miembros, que hasta ahora han adoptado modelos

muy diversos compatibles con los requisitos de la normativa europea.

• Quedan muchos aspectos concretos pendientes de resolución y desarrollo en la

normativa de ámbito europeo, que de momento los agentes que intervienen en los

mercados han de sortear como pueden. Casos ejemplo pueden ser: la gestión

coordinada de restricciones de red, la organización de mercados supranacionales de

regulación (balancing markets), y una mínima armonización de las tarifas de red o de

los mecanismos para promover la adecuación de la capacidad instalada de

generación o de la promoción de las energías renovables.

Tras un arranque muy trabajoso, con una primera Directiva eléctrica muy limitada y que

costó mucho consensuar, por las reticencias a la apertura de muchos países y por la

escasa experiencia regulatoria acumulada hasta el momento, la presente normativa

constituye una aceptable base de partida, y lo primero que debe conseguirse es su

completa implantación por los Estados Miembros. Es interesante que los últimos


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desarrollos regulatorios se han conseguido a través de un proceso cooperativo (el Foro de

Florencia), cuyos resultados se han consolidado finalmente en la segunda Directiva y en

la Regulación Eléctrica de julio de 2003, de implantación obligatoria a partir de julio de

2004. Otras disposiciones regulatorias relevantes para el sector eléctrico han sido

aprobadas recientemente, como las referentes al comercio de emisiones de CO2, las

energías renovables o la cogeneración.

La gran asignatura pendiente es la política común europea en materia de energía. El

borrador de Constitución europea, ahora de muy difícil ratificación tras la negativa de

Francia y Holanda, tiene un artículo dedicado a la energía, en el que establece amplios

objetivos de política energética, en particular referentes a mejorar el funcionamiento del

MIE, asegurar la garantía de suministro en la Unión, promover el ahorro y la eficiencia

energética, así como el desarrollo de fuentes renovables de la energía. Estos objetivos

podrían conseguirse a través de normativas europeas específicas emanando directamente

de este mandato de la Constitución, mientras que actualmente han de apoyarse en el

contexto legal indirecto del establecimiento del mercado interior y de la protección del

medio ambiente. A falta del apoyo de la Constitución europea, la UE ha puesto en

marcha un proceso para el establecimiento de una política común energética europea,

con un Libro Verde sobre Una estrategia europea para una energía sostenible,

competitiva y segura, que ha sido hecho público en marzo de 2006 y que está siendo

objeto actual de debate.

La situación actual del MIE

La Comisión Europea, en su informe de noviembre de 2005 al Consejo y al Parlamento

Europeo sobre el progreso en la creación del Mercado Interior de la Electricidad y el del

Gas, presenta una valoración realista sobre su situación actual y las necesidades de

mejora. Esta valoración básicamente coincide con las conclusiones preliminares de una

investigación en marcha sobre el sector que realiza la Dirección General de

Competencia de la UE. Ambos informes consideran que el proceso de implantación

inicial ha sido fundamentalmente exitoso, pero que existen importantes carencias que es

preciso corregir. La carencia más importante y persistente es la falta de integración entre

mercados nacionales, debido a la insuficiente capacidad de interconexión entre muchos

Estados Miembros, a la existencia de obstáculos para el acceso y al uso inadecuado de

las infraestructuras existentes. Además, muchos mercados eléctricos nacionales muestran

un alto grado de concentración, lo que impide el desarrollo de una competencia efectiva.

Una mayor liquidez y competencia en el sector del gas contribuiría a suavizar


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drásticamente las diferencias de precio de la electricidad entre la mayoría de las zonas y

facilitaría a su vez la competencia en el sector eléctrico. Hay diversas barreras que

entorpecen el libre cambio de suministrador y la elección de suministradores en otros

países es un hecho infrecuente. La competencia transfronteriza aún no se ha desarrollado

lo suficientemente bien como para limitar eficazmente el poder de mercado de las

empresas en cada mercado nacional. La falta de transparencia beneficia a las compañías

dominantes e impide a las que quieren acceder al mercado obtener la información que

necesitan para competir. Los mecanismos de fijación de precios suscitan desconfianza al

no determinarse en muchos casos en función de una competencia eficaz. Las tarifas

reguladas completas de usuario final, a las que muchos consumidores pueden acogerse,

constituyen con frecuencia un obstáculo para el desarrollo del mercado minorista.

Ambos informes concluyen que los mercados de electricidad, y también los del gas,

siguen siendo fundamentalmente nacionales en su alcance económico. De momento la

Comisión no considera necesario adoptar medidas legislativas adicionales de ámbito

comunitario, sino más bien aplicar rigurosamente la Directiva de electricidad vigente, de

forma que conduzca rápidamente a mercados más amplios, abiertos y competitivos.

Cuando el informe de progreso fue emitido en noviembre de 2005 todavía algunos

Estados Miembros no habían incorporado a sus legislaciones la nueva Directiva y la

mayoría lo había hecho con retraso.

El resto del capítulo se dedica a revisar un subconjunto de los mercados eléctricos

nacionales que se han considerado más representativos. Para elegir estos países se ha

comenzado por adoptar un criterio para clasificarlos.

Una visión más individualizada

Habría muchas formas de clasificar los diferentes mercados europeos. Aquí se ha optado

por diferenciarlos en tres grupos. El primero sería el de los que denominamos

“verdaderos creyentes” (true believers, en la terminología anglosajona), esto es, sistemas

que han optado por el mercado sin reservas, en busca de estructuras relativamente poco

concentradas y diseños abiertos, siempre en búsqueda de nuevos mecanismos que

dinamicen su funcionamiento. Otro grupo es el de los mercados cuyo leit motiv es la

protección a ultranza de sus empresas tradicionales (buscando incluso reforzarlas para

que compitan mejor... en otros mercados), el desarrollo regulatorio al borde de las reglas

y la lentitud de su evolución. Y, tras ellos, se puede distinguir un conjunto de mercados

menos definidos, típicamente aquellos que se han incorporado más recientemente a la

Unión Europea o que están próximos a hacerlo, y que están en pleno proceso de


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búsqueda de una identidad propia, tratando de subirse a un tren en marcha y buscando

el acomodo que mejor se ajuste a sus características. Finalmente, no puede faltar un

breve comentario sobre el caso español.

2 Los “verdaderos creyentes”

El Reino Unido: el mercado audaz

Es difícil plantear cualquier tipo de revisión de los mercados eléctricos europeos, sea cual

sea el enfoque que se le pretenda dar, sin comenzar por el mercado inglés. No sólo

porque fue el primero, sino porque, aunque siempre a escasa distancia del ejemplo

nórdico, nunca ha dejado de serlo. En el momento en que se decidió optar por la

reestructuración del sector eléctrico, el hecho de carecer de experiencias previas (tan

sólo Chile puede considerarse un mercado precursor) no fue óbice para que el gobierno

inglés decidiese lanzarse a una reforma ciertamente audaz. Aquel espíritu no se limitó al

impulso inicial; de la misma forma que entonces no les tembló el pulso, al diseño inicial

le han seguido desarrollos parecidamente valientes que han mantenido al mercado

británico como la referencia europea (y probablemente mundial) número uno.

Características del sistema

El sistema eléctrico del Reino Unido tiene una capacidad instalada de 80 GW y una

generación neta en 2004 de 393 TWh, repartida principalmente entre centrales de gas

(40%), carbón (34%), nuclear (20%). La energía generada de origen tanto hidráulico

como eólico ronda en ambos casos el 1%. En los inicios de 2005, la demanda alcanzó

un máximo de alrededor de 60 GW. El sistema escocés se conecta con el de Inglaterra y

Gales a través de una línea con capacidad de 2200 MW y, paradójicamente, desde el

punto de vista eléctrico el Reino Unido es más “península” que la ibérica y menos “isla”:

el sistema se conecta con el francés a través de una línea de 2 GW de capacidad.

El punto de partida

La voluntad del gobierno inglés de privatizar su monopolio eléctrico (Central Electric

Generating Board, CEGB), junto con la firme convicción liberal de que la competencia es

la mejor forma de garantizar los intereses de los clientes, impulsaron la reforma radical

que se plasmó en el Electricity Act 1989. CEGB fue completamente desintegrada. Las 12

unidades regionales de gestión de la distribución se transformaron en nuevas Regional

Electricity Companies (RECs). La red de transporte y su gestión se trasladó a una nueva

National Grid Company (NGC) cuya propiedad se transfirió a las RECs, que


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posteriormente la vendieron en bolsa. Los activos de generación se repartieron en tres

nuevas empresas: National Power (30 GW), Power Gen (20 GW) y Nuclear Electric

(8 GW) que después se dividió en dos (British Energy y British Nuclear Fuels). En Escocia

se dividió la empresa pública en dos. Posteriormente todas ellas fueron gradualmente

privatizadas.

Se establecieron mecanismos transitorios para garantizar el consumo de carbón necesario

para completar su radical proceso de reconversión (Vesting contracts, una especie de

costes de transición a la competencia) y se abrió el mercado minorista para los grandes

consumidores, alcanzándose la completa elegibilidad en 1999.

Evolución de la estructura del mercado

Transcurridos los tres años de vigencia de los vesting contracts, los precios comenzaron a

subir, lo que motivó que las RECs se lanzaran a buscar contratos a largo plazo con

nuevos productores independientes, ciclos combinados de gas, lo que derivó en un

desenfrenado impulso inversor que se ha denominado el “dash for gas” (“carrera por el

gas”, de hecho, en 1997 el gobierno impuso una moratoria para detener la inversión en

ciclos combinados). Esto colaboró a reducir el poder de mercado de los incumbentes,

pero no lo suficiente en opinión del regulador, que fijó un precio tope durante dos años,

“persuadió” con éxito a National Power para que vendiera 6 GW y forzó posteriormente

a Power Gen y National Power a deshacerse de otros 4 GW para permitirles incrementar

su integración vertical comprando dos RECs. El resultado ha sido que en un periodo de

menos de diez años, la reforma ha permitido evolucionar desde un esquema en

monopolio a un mercado caracterizado por un nivel de competencia más que aceptable.

Esta desmembración en empresas de menor tamaño en pro de la competencia ha traído

también consecuencias adicionales: la alemana RWE se hizo con el control de National

Power (ahora RWE Innogy), E.ON con el de Power Gen y EDF con el de dos RECs (que

integra verticalmente con la energía que le permite inyectar en el sistema británico la

interconexión)1. Actualmente, ningún generador dispone una cuota mayor del 20%, y

hay cerca de 40 compañías generadoras.

1 Estos movimientos que, en los tiempos que corren algunos interpretan como tremendamente nocivos para

los intereses nacionales, no parecen inquietar al gobierno británico, encantado con la inyección de recursos

externos que supone y centrado en establecer las condiciones que garanticen en la medida de lo posible el

mayor nivel competitivo.


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NETA supuso un radical impulso a la participación de la demanda en el mercado. La

supresión de la tarifa regulada en 2002 otorgó al negocio de comercialización un papel

central. El mercado minorista está copado por seis grandes comercializadoras, “The big

six”: Npower (RWE), British Gas (Centrica), Powergen (E.ON), EDF Energy, Scottish and

Southern Energy y Scottish Power, cuyas cuotas de mercado se mueven entre el 25% y el

10%.

Desarrollo del diseño de mercado

En el origen, el mercado mayorista se organizó alrededor del Pool, modelo del que

posteriormente se implantó en España. En este mercado, cada día los generadores

presentaban ofertas complejas (incluyendo no sólo precio de la energía, también costes

de arranque y otras restricciones técnicas) para satisfacer la demanda estimada por NGC

para cada uno de los 48 periodos semi-horarios del día siguiente (los consumidores no

participaban en él). A partir de estos datos, se calculaba para cada periodo el precio

marginal del sistema, al que se le añadían dos conceptos más: el pago por capacidad,

calculado en función de una medida de la probabilidad de pérdida de carga y un

sobrecargo (uplift) para remunerar las pérdidas, servicios complementarios, etc. El Pool se

complementaba con un mercado bilateral over-the-counter (OTC) -en el se negociaban

contratos “a medida” (no estandarizados)- razonablemente activo.

Este diseño comenzó funcionando de forma eficiente, pero con el paso del tiempo

empezó a recibir numerosas críticas que le pusieron en cuestión: los generadores

comenzaron a descubrir fallos que les permitían manipular el proceso de formación de

precios (vinculados especialmente al calculo del pago por capacidad y al modelo GOAL,

a partir del cual se calculaba el precio marginal del sistema), no permitía a la demanda

participar adecuadamente y la necesidad de unanimidad entre los agentes hacía inviable

cualquier mínimo cambio que se observase como necesario2.

Estas y otras circunstancias llevaron al regulador a cambiar radicalmente el diseño, en lo

que se denominó como New Electricity Trading Arrangements (NETA, que pasó a

denominarse BETTA, British Electricity Trading and Transmission Arrangements, cuando

más adelante se adhirió el sistema escocés). El aspecto fundamental del nuevo diseño fue

la desaparición del Pool: todo el mecanismo de compra-venta se organiza alrededor de

2 Se extendió también la crítica al mecanismo de remuneración marginalista, alegando, en nuestra opinión

injustificadamente, que permitía a los agentes manipular con mayor sencillez los precios.


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contratos bilaterales entre generación y demanda. Paralelamente surgió un mercado

diario (day-ahead market), el UKPX (recientemente renombrado APX Power UK) en el

que se negocian de modo continuo bloques semi-horarios, de dos y cuatro horas. Por el

momento, la liquidez de este mercado está lejos de poder ser considerada como

satisfactoria.

Llegados al corto plazo (con una hora de antelación), ambas partes comunican sus

programas a ELEXON (el operador del mercado nacido del BETTA, parte de NGC), que

gestiona el mercado de ajustes o desvíos (balancing market), en el que se presentan

ofertas para cubrir estos descuadres. NGC casa estas ofertas para equilibrar el sistema de

la forma más eficiente (no se remunera al precio marginal, sino que cada agente casado

recibe exactamente el precio de su oferta, lo que se denomina “pay-as-bid”). A los

causantes de los desequilibrios se les carga el precio medio del desvío (si este desvío es

en el sentido favorable para el sistema, debe pagar el precio spot del UKPX, lo que

plantea no pocos problemas, dada su escasa liquidez). Los precios de la energía en estos

diversos mecanismos de casación no contienen señales de localización, así que se

ignoran las señales de pérdidas de transporte, como en la mayor parte de los sistemas

europeos (sin embargo las tarifas de red británicas sí que incorporan fuertes señales de

localización).

A la implantación del NETA le siguió un periodo (alrededor de dos años) en los que el

precio del mercado mayorista bajó significativamente (alrededor del 20%). Esto fue en

principio interpretado como una consecuencia del nuevo diseño, cuando en realidad

correspondió a un periodo de sobrecapacidad. En los dos años siguientes el precio

recuperó su tendencia ascendente, incrementándose por encima de un 100%.

En los últimos tiempos se dejan oír cada vez más voces críticas acerca del actual diseño

del mercado. Se le acusa de haber supuesto una reforma cara, cuyo coste no se ha

podido recuperar mediante la esperada y no conseguida mejora de eficiencia. La falta de

transparencia del mercado bilateral y la escasa liquidez, junto con la creciente

concentración del mercado minorista y fuerte integración vertical parece ser el foco de

preocupación del regulador. En el primer trimestre de 2006 todas las comercializadoras

incrementaron sus precios entre un 22% y un 5%, lo que supuso el mayor incremento

jamás conocido.


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Los Países Nórdicos: el mercado más próximo al ideal

Si sondeáramos a los principales expertos en el análisis de mercados eléctricos acerca de

los elementos fundamentales que un sistema eléctrico debería reunir para hacer posible

el diseño de un mercado ideal, en su gran mayoría aparecerían las siguientes: una

estructura empresarial suficientemente atomizada, un mix de generación variado, con

abundante generación hidráulica regulable (por lo que supone de aporte a la simplicidad

de la operación en el corto plazo, entre otras muchas cosas), una capacidad de

interconexión adecuada con los países vecinos (acompañada de una voluntad firme de

los distintos gobiernos de armonizar sus regulaciones para hacer posible un mercado

regional eficiente) y una opinión pública alineada con la idea de que la liberalización es

el mejor camino para el ahorro (lo que permite pasar por episodios de precios muy altos

sin otra consecuencia más allá de que los consumidores se planteen que deben cubrirse

contratando a plazo, sin que se ponga en cuestión el modelo). El mercado regional de los

Países Nórdicos reúne estas condiciones, por lo en cierta manera “lo han tenido más

fácil”. Sin embargo, también es cierto que las decisiones que se han tomado para su

desarrollo han ido casi siempre en favor de la eficiencia, lo que ha permitido aprovechar

estas condiciones favorables.


La capacidad instalada en el mercado nórdico supera los 90 GW, repartida de la

siguiente manera: cerca de 50 GW hidráulicos (30 GW bastante regulables en Noruega y

16 GW en Suecia), 23 GW térmicos (4 en Suecia, 6 en Finlandia y 8 en Dinamarca),

12 GW nucleares (9,5 en Suecia y 2,5 en Finlandia) y 8 GW renovables (4 de biomasa en

Suecia y Finlandia y 3 eólicos en Dinamarca). La demanda neta en 2004 rondó los

400 TWh (30% en Noruega, 40% en Suecia, 20% en Finlandia y 10% en Dinamarca) y

la punta superó los 65 GW. Los cuatro sistemas (cinco, si se tiene en cuenta que

Dinamarca está dividida en dos) están suficientemente interconectados entre ellos, y

existen conexiones no despreciables con Alemania, Polonia y Rusia.

El punto de partida

El origen del mercado nórdico fue la reforma del sistema noruego que arrancó el año

1991. La primera consecuencia llegó un año más tarde, con la segregación de la red y su

gestión de la empresa estatal Statkraft para crear el operador del sistema Statnett. El

siguiente año se creó el mercado organizado (power exchange) como una empresa

independiente. Además del mercado diario al estilo de su predecesor el Pool inglés, se


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puso en marcha el primer mercado mundial de contratación de energía eléctrica a plazo.

Suecia puso en marcha su reforma paralela un par de años más tarde, lo que posibilitó la

creación de un mercado organizado común, Nord Pool, que tomó como punto de

partida la experiencia noruega. Finlandia se unió a la corriente liberalizadora en 1995.

Tras el fracaso de los dos mercados organizados que se crearon en 1995, en 1998

Finlandia se incorporó al Nord Pool. Finalmente, la reforma danesa, a diferencia de las

anteriores, se fue produciendo a remolque de la Directiva Europea. Las empresas fueron

reorganizándose por anticipado para poder participar en el Nord Pool. Finalmente, en

2002 el Nord Pool se reorganizó de nuevo para dar cabida alícuota en su accionariado a

los cinco operadores del sistema.


La estructura del mercado nórdico ha sido siempre el paradigma europeo de la

atomización. Ciertamente lo era en los primeros tiempos (cuando sólo había mercado en

Noruega), pero la incorporación del resto de sistemas eléctricos, caracterizados por

organizarse alrededor del incumbente de carácter público y algunos movimientos de

concentración han emborronado ligeramente esta percepción. En la actualidad Vattenfall

(sueca), Fortum (finlandesa), Statkraft y E.ON Sweden copan cerca del 60% de la cuota

del mercado. Recientemente en Dinamarca se ha planteado la fusión de las dos

empresas. El poder de mercado poco a poco comienza a ser un tema central de la

discusión regulatoria3.

El desarrollo del mercado minorista está pasando por un proceso similar. Originalmente,

la distribución estaba mayoritariamente organizada alrededor de pequeñas compañías

municipales, que con la liberalización del sector crearon sus propias comercializadoras

para seguir suministrando a sus clientes. Por tanto, en principio el número de agentes en

el mercado minorista era muy grande, aunque de facto sólo unas pocas de ellas

realmente competían. En los últimos tiempos, especialmente en Suecia, las tres grandes

empresas generadoras, en un intento de reforzar su integración vertical están

incrementando sus cuotas de mercado (más del 70% del mercado sueco).

3 Vatenfall ha reconocido públicamente que en ocasiones reduce su producción nuclear para subir los

precios, pero para “tranquilidad” de todos, aclara que lo ha hecho sin coludir con ninguno de sus

competidores (ver European Power Daily, junio de 2006).


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Diseño del mercado

El mercado mayorista está articulado prácticamente a partes iguales alrededor del

mercado bilateral y el mercado diario organizado Nord Pool spot. En este último los

agentes presentan ofertas simples para una hora, para un bloque de varias horas

consecutivas o lo que se denomina oferta flexible (una oferta horaria que el mercado

acepta en la hora en la que el precio sea más alto). Habitualmente se calculan siete

precios zonales (3 en Noruega, 2 en Dinamarca y uno en Suecia y Finlandia). Al tiempo,

se calcula también el precio marginal del sistema que resultaría si no hubiera

congestiones, que sirve de referencia para los mercados financieros. Nord Pool ha

desarrollado también Elbas, un mercado intradiario continuo que por el momento no ha

logrado un nivel de liquidez adecuado y Nord Pool Clearing, una cámara de

compensación al servicio no sólo de los contratos financieros negociados en Nord Pool

sino también de los contratos bilaterales del mercado OTC. Una de las características

más reseñables de Nord Pool es la firme voluntad de transparencia. Como ejemplo

ilustrativo, cabe destacar el compromiso de los generadores de comunicar al mercado

cualquier incidencia antes de realizar transacción alguna (en ocasiones, si esta incidencia

se considera relevante, se opta por suspender la cotización durante un tiempo

prudencial).

Finalmente, como se comentaba en la introducción, durante el segundo cuatrimestre de

2002 llovió poco e hizo mucho frío (lo que redujo la aportación del deshielo),

provocando que los precios se disparasen, alcanzando un valor tres veces superior a lo

habitual. En un país en el que el consumo per cápita de electricidad es muy importante,

los consumidores sufrieron incrementos en su factura superiores al 50%. Esta

eventualidad dio pie a no pocas críticas (sospechas de abuso de poder de mercado), pero

también ilustró la inusitada madurez de reguladores y consumidores: se discute sobre

posibles ajustes que pudieran implantarse para mejorar la eficiencia del mercado, pero

nadie cuestiona el modelo.

Los Países Bajos: Ortodoxia regulatoria e influencia de los vecinos

Dentro del conjunto de países que han liberalizado su sector eléctrico bajo el impulso de

las directivas europeas, Holanda es probablemente el mejor ejemplo de aquéllos que han

decido hacerlo de forma entusiasta y que han apostado sin reticencias por el mercado.

Aunque en los primeros instantes del proceso de liberalización la idea de la creación de

un gran campeón nacional en el sector eléctrico estaba sobre la mesa, la falta de acuerdo


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para conseguirlo y la compra de algunas de las compañías generadoras por parte de

empresas extranjeras colocó muy rápidamente al regulador holandés del lado de la

ortodoxia de mercado más estricta. Un sistema basado fundamentalmente en generación

térmica -cuyos costes están muy ligados a los mercados internacionales de combustibles-

y una elevada una capacidad de interconexión con los vecinos -en torno al 20% de la

demanda-, han sido las condiciones de contorno de este proceso, reduciendo la

influencia de las características específicas del país y haciendo que lo que suceda en este

mercado esté muy relacionado con lo que sucede en los países limítrofes.


La energía producida en el mercado holandés es del orden de los 90 TWh. Esta energía

corresponde mayoritariamente a centrales térmicas convencionales, que producen más

del 90% de la misma, aunque es necesario tener en cuenta que cerca del 40% de las

mismas corresponden a instalaciones de producción conjunta de calor y electricidad -el

calor se emplea fundamentalmente en calefacción-. Las centrales nucleares (en torno al

4%), la energía hidráulica (cerca del 0,1%) y las energías renovables (aproximadamente

un 5,5%) se reparten el resto de la producción. Adicionalmente, el país está fuertemente

conectado con Bélgica y con Alemania, de los que importa alrededor del 25% de su

demanda y exporta aproximadamente un 5% de la misma.

El punto de partida

La ley eléctrica de 1998, cuyo primer objetivo era implantar la directiva europea de

1996, supone el origen del mercado holandés. No obstante, la ley fue en varios aspectos

más allá de lo que la directiva estrictamente exigía y, en lo que se refiere a la separación

vertical de actividades, forzó una separación completa (y no simplemente contable) del

transporte. De este modo, se creó TenneT como empresa independiente responsable de

la red, y el Estado adquirió la mitad más una de las acciones de la compañía. A cambio,

el Estado se comprometía a pagar los costes hundidos (stranded costs) de las empresas

eléctricas. En aquel momento, existían 23 empresas de distribución, mayoritariamente

controladas por ayuntamientos y autoridades provinciales, y cuatro compañías de

generación (EPZ, EPON, UNA y EZH) que gestionaban cerca del 80% de la capacidad

instalada -el resto correspondía a generación distribuida en manos de empresas locales-.

El plan inicial de las autoridades era contar con una gran empresa eléctrica que actuase

como un campeón nacional y diseñar el mercado dando un papel protagonista a la

demanda, de modo que la posibilidad de comprar la energía en otra parte crease


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suficiente presión competitiva sobre la gran empresa generadora. Para ello, la ley

establecía la libertad de instalación para las centrales de generación y la libertad de

importar y exportar para cualquiera de los agentes. Así mismo, permitió desde el primer

momento que los 350 usuarios de mayor tamaño (un tercio de la demanda) fuesen libres

de elegir a su proveedor eléctrico y estableció un calendario de elegibilidad mucho más

ambicioso que el de la directiva.


Incluso desde antes de que el mercado empezara a funcionar en agosto de 1998, ya se

veía que los planes de crear una única empresa generadora tenían dificultades. Las

diferencias entre los cuatro grandes productores, y fundamentalmente las discrepancias

entre los que estaban dominados por empresas distribuidoras y los que eran puramente

generadores, hicieron que la fusión no se consumase y que el mercado comenzase con

cuatro empresas generadoras. En marzo de 1999, la estadounidense Reliant presentó una

oferta de compra por UNA. En agosto, la alemana E.ON presentó una oferta por EZH. En

abril, dos de las compañías distribuidoras dueñas de EPZ (PNEM y MEGA) anunciaron su

intención de fusionarse con EDON, a su vez accionista del generador EPON, y tomar el

nombre de Essent. El regulador consideró que esto podría dar lugar a una posición

dominante, así que forzó a la empresa resultante de la fusión a desinvertir los activos de

EPON, que fueron comprados por la belga Electrabel. De este modo, un año después de

la liberalización tres de las cuatro empresas generadoras habían sido vendidas a agentes

extranjeros, dos de ellos empresas verticalmente integradas. El panorama volvió a

modificarse en 2003 cuando Reliant decidió abandonar el mercado holandés y vender

sus activos a la distribuidora NUON. La operación ha salido adelante después de un

largo conflicto con el regulador, que terminó cuando los tribunales desestimaron los

argumentos del regulador sobre el incremento del poder de mercado que originaría.

Esto muestra un sistema con un nivel de concentración moderado, aunque no grave, que

ha permitido al regulador intervenir poco sobre el mercado. Al mismo tiempo, la

existencia de una abundante capacidad de importación ayuda a despejar algunas dudas

sobre la concentración del sector. En este sentido, aunque la interconexión con Alemania

ha causado problemas en algunas circunstancias, se tiene la percepción de que ha

mejorado la competencia en el sistema. No ocurre lo mismo respecto a la interconexión

con Bélgica, donde muchos agentes recelan de que la ampliación de esta línea

aumentaría el tamaño de Electrabel en el mercado holandés y supondría una fuente de

problemas. Además, existe ya una propuesta de trabajo para reforzar la coordinación -a


15

través de un mecanismo de market coupling- entre los mercados holandés, belga y

francés y se está construyendo una conexión en corriente continua con Noruega que

permitirá conectar el mercado holandés con Nord Pool. El gobierno ha apoyado la

construcción de este cable a pesar de que los estudios indicaban que podría no

justificarse estrictamente por ahorros de costes de explotación, pero ha impuesto como

condición para que se lleve a cabo que se opere de forma que maximice la coordinación

entre los mercados, en lo que puede interpretarse como un intento de mejorar las

condiciones de competencia en el mercado.

La relación entre las empresas de distribución y las de generación y sus efectos sobre la

competencia han sido también objeto de polémica en el diseño del sistema. Después de

que en 2002 el ministerio endureciera la regulación y retrasara indefinidamente la

privatización de la distribución, recientemente ha decido reafirmar esta línea y acaba de

aprobarse una ley que exige la separación completa entre el distribuidor y el

comercializador. Esto permite en la práctica privatizar las empresas distribuidoras sin que

ello suponga un problema para la competencia, y de hecho varias empresas extranjeras

han manifestado ya su interés por comprar.

Diseño del mercado

La ley de 1998 no estableció ninguna medida en concreto para la creación de mercados

mayoristas organizados. El mercado organizado APX empezó a funcionar en el verano de

1999, a partir de una iniciativa de las propias empresas eléctricas y de empresas

financieras. Se trata de un mercado diario donde se negocia algo menos del 15% de la

energía del sistema, mientras que el resto es negociada mediante transacciones

bilaterales y mercados OTC. En mayo de 2001, el APX fue comprado por el operador del

sistema Tennet. La obligación de vender a través de este mercado la mayor parte de la

energía importada ha ayudado sin duda al APX, pero las dudas y preocupaciones sobre

su falta de liquidez van incrementándose año a año, y en estos momentos los agentes

están de acuerdo en que es un mercado bastante volátil y muy dependiente de las

importaciones. Existen dos plataformas donde se negocian contratos estandarizados de

diferentes duraciones, pero sus volúmenes no son grandes (menos del 9% de la demanda

en 2004). Una vez que los agentes han realizado sus contratos, deben comunicar su

programa de producción al operador del mercado —pueden realizar cambios hasta con

una hora de antelación— y el operador coordina un mercado de desvíos donde se

corrigen los posibles desequilibrios.


16

En lo que respecta al mercado minorista, el mercado ha mantenido un calendario

agresivo de liberalización. A partir de 1998 alrededor de un tercio de la demanda podía

elegir suministrador. En enero de 2002 se liberalizó otro tercio del mercado. Este

segmento se mostró muy activo; año y medio después, más de un 60% de los

consumidores habían cambiado de proveedor. En julio de 2004 se liberalizaron

finalmente los clientes domésticos. La tasa de cambio de suministrador ha sido mucho

más baja que para los clientes industriales, sin embargo sí ha sido muy activo el

segmento de la electricidad verde —donde el suministrador se compromete a comprar

energía proveniente de fuentes renovables— que alcanza casi el 40% de los clientes

domésticos.

3 Los que no se lo creen tanto

Alemania: Un mercado “a su manera”

El mercado alemán ha sido siempre “ese gran desconocido”. Hasta hace relativamente

poco, resultaba harto complicado recabar la mínima información necesaria para poder

realizar un análisis suficientemente ponderado del mismo. Quizás esto último, la falta de

transparencia, es el aspecto que mejor resume su proceso de reforma. De hecho, hasta

hace bien poco, el desarrollo regulatorio ha resultado de la negociación entre las

empresas eléctricas (todavía verticalmente integradas), sin que el gobierno haya hecho

otra cosa que tutelar los sucesivos acuerdos (tan sólo en el último año, el gobierno se ha

decidido a intervenir creando la figura del regulador). Valga como cierre de la

introducción a este mercado el crítico análisis del Profesor David Newbery de la

universidad de Cambridge: ‘Alemania es un fascinante ejemplo de las consecuencias del

fracaso en la adecuada separación de actividades y el acceso regulado a los monopolios

naturales del transporte y la distribución, que ha permitido a sus propietarios recoger

beneficios en los segmentos monopólicos mientras se ocupan de ajustar sus márgenes en

los segmentos competitivos, impidiendo la entrada de nuevos competidores y facilitando

fusiones y aumentando la concentración’. A esta dura sentencia tan sólo le cabe una

matización: de los análisis del funcionamiento del mercado en los últimos tiempos

parece colegirse que los márgenes en los segmentos competitivos ya son ni mucho

menos tan ajustados (la alta concentración, que tiene estas cosas).


El sistema eléctrico alemán es el mayor de la Unión Europea, con una capacidad

instalada de 121 GW y una generación neta en 2005 del orden de 580 TWh (el consumo


17

en Alemania en los últimos años se ha retraído o crecido muy moderadamente), repartida

principalmente entre centrales de carbón (52%), nuclear4 (27%) y gas (10%). La cuota de

generación restante se cubre con producción hidráulica y renovable (esta última está

creciendo espectacularmente, 17 GW eólicos instalados, gracias a un sistema de primas

muy generoso, al estilo del español). La punta en 2005 superó los 77 GW. El sistema está

razonablemente interconectado con sus países colindantes (la capacidad de

interconexión alcanza los 13 GW), aunque el saldo exportador es prácticamente nulo.

Estas interconexiones, controladas en su gran parte por las propias empresas incumbentes

y frecuentemente congestionadas, no parece que supongan un factor competitivo

relevante.

El punto de partida

Algunos análisis del mercado alemán califican a su proceso de reforma como “regulación

ex post”, lo que resulta un buen eufemismo para ilustrar una opción clara por regular

sólo cuando no hay más remedio, i. e. ante circunstancias de bloqueo o principalmente

tras la persuasión de la Unión Europea, por ejemplo a través de sus Directivas. De hecho,

debe tomarse a la Directiva Europea del 1996 como el pistoletazo de salida de la reforma

del sector eléctrico alemán. Alentado por ésta, en 1998 el parlamento alemán aprobó la

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG, Ley de la industria energética) que estableció las bases

de la reforma, reforma que sin duda se distinguió de todas las demás: formalmente

(importante el calificativo) el mercado se abrió al 100% de los consumidores el primer

día; se dejó para mejor ocasión la separación clara (legal) entre generación y transporte;

se articularon mecanismos de protección al carbón, la cogeneración y las renovables; y

se optó por el acceso negociado (no regulado) de terceros a la red (negociado con los

incumbentes verticalmente integrados, nada menos). Los (por entonces) ocho

incumbentes, junto con algunos agentes representantes de la gran industria alumbraron el

Verbändevereinbarung (VV) acuerdo según el cual se fijaban las tarifas de acceso a la red

(este acuerdo fue modificado en dos ocasiones, dando lugar al VV II y al VV II+).

El mercado minorista partió de la organización previa del negocio de distribución,

gestionado a través de 80 distribuidoras regionales y cerca de 800 locales. Ni siquiera a

este nivel se puede hablar de una separación de actividades: en la mayoría de ellas,

siempre alguna de estas últimas controla totalmente o cuanto menos disfruta de una

4 El gobierno alemán se comprometió a cerrar sus centrales nucleares en un plazo de veinte años.


18

minoría cualificada. Asimismo, con el fin de proteger a los pequeños consumidores, se

creó la figura del comprador único que permitía agregar las compras de las pequeñas

municipalidades, lo que dejaba de ser una tarifa “pseudo-regulada”.

Evolución de la estructura y organización del mercado

La primera consecuencia visible de la liberalización del mercado alemán, en un contexto

de sobrecapacidad, fue el alto nivel de competencia, que derivó en un recorte de precios

muy significativo (el primer año se redujeron un 40%, principalmente para los grandes

consumidores industriales, con el 50% de la energía). Tras dos años de precios próximos

a los niveles determinados por el coste marginal de producción, la segunda consecuencia

fue un desenfrenado proceso de concentración: de los ocho incumbentes originales se

pasó a cuatro, que controlan más del 75% de la cuota de mercado: RWE, Vattenfall,

EnBW (EDF) y E.ON (posteriormente fusionada con el primer operador de gas, Rurhgas).

Desde un primer momento, como no podía ser de otra forma en un mercado cuyos

agentes se caracterizan por una integración vertical tan acusada, el mercado mayorista se

organizó alrededor del mercado bilateral OTC. En 2000 su pusieron en marcha dos

mercados mayoristas organizados: el European Energy Exchange (EEX), sito en Frankfurt y

el Leipzig Power Exchange (LPX). Tras un par de años caracterizados por la escasa

liquidez, en 2002 ambos mercados se fusionaron, dando lugar al nuevo EEX, pero con

sede en Leipzig. En su mercado diario se negocian de forma continua productos horarios

y por bloques. Al igual que Nord Pool, EEX también ofrece un mercado a plazo y una

cámara de compensación para el mercado OTC. No dispone de un mercado de reservas

y/o desvíos (balancing market), así que los cuatro operadores de los respectivos sistemas

adquieren estos servicios a través de subastas (las reservas primaria y secundaria a seis

meses, la reserva terciaria diariamente).

Últimas tendencias

Como se comentaba en la introducción, en los últimos tiempos los precios del mercado

alemán se han disparado, y como suele pasar en estos casos, las dudas sobre la ambición

competitiva de los agentes dominantes está siendo puesta en duda. Valga como muestra

ilustrativa la investigación abierta por la Comisión Europea sobre un presunto “pacto

entre caballeros” entre RWE y E.ON, cuyo objetivo sería el compromiso mutuo de no

inmiscuirse en la zona tradicional de suministro del “contrario” (por llamarlo de alguna

manera).


19

Aparte de potenciales prácticas en esta línea y del impacto que el control sobre las

interconexiones que los propios incumbentes detentan (especialmente RWE), el factor

clave que ha condicionado el desarrollo del mercado minorista ha sido el mecanismo de

tarifas negociadas (que no reguladas) de acceso a la red. El hecho de que cualquier

nuevo entrante dispuesto a competir en este mercado tuviera que negociar estas tarifas de

acceso con los propios incumbentes, poco motivados a perder uno sólo de sus clientes,

ha supuesto una barrera de entrada difícilmente franqueable. Según fuentes de la UE los

últimos números así lo demuestran; tan sólo el 6% de los clientes han cambiado de

suministrador.

Tras un infructuoso intento en 2002, el pasado año, el gobierno alemán puso sobre la

mesa una nueva reforma del EnWG, cuya medida principal es la creación de la figura del

regulador, como un nuevo departamento del Bundesnetzagentur, organismo dependiente

del Ministerio de Economía que ya era competente en los sectores de

telecomunicaciones, correos y ferroviario. Entre sus competencias estará la aprobación

de las tarifas de acceso, que se calculan para cada ejercicio (parece que se considera que

el método de cálculo emanado del VV II+ se considera adecuado, si bien las últimas

noticias hablan de una disparidad de hasta el 20% en las tarifas propuestas por Vatenfall

y las aprobadas por el regulador). Al tiempo, se establece un plazo de dos años desde la

implantación del nuevo marco para poner fin a las tarifas reguladas que los 16 estados

federales diseñan para los pequeños consumidores.

En cuanto al funcionamiento del mercado mayorista, la liquidez del EEX aumenta poco a

poco (el volumen del mercado diario supera el 10%, y el mercado a plazo poco a poco

arranca, alentado por RWE, muy interesado en inyectar liquidez). Y el mercado OTC, sin

duda el más líquido del continente (tras Nord Pool), se está convirtiendo en el Hub

europeo. Desarrollado por los propios brokers, ofrece productos especiales (e. g.

opciones diarias, contratos anuales de fin de semana) que están teniendo bastante éxito.

Italia: Lento y “seguro”

El rasgo más característico de la reforma del sistema eléctrico italiano, aparte de su firme

voluntad de mantener el poder de su anteriormente empresa monopólica ENEL, es el

permanente retraso de sus desarrollos. Las medidas se diseñan con lentitud, se anuncian

para una fecha futura, se genera la polémica, se posponen y finalmente se replantean,

volviendo a comenzar el ciclo. Parece que finalmente se puede decir que en 2004 se

estableció el primer marco normativo más o menos completo, lo que permite trasladar el


20

debate hacia la posibilidad de que la estructura remanente permita que el mercado

implantado pueda funcionar adecuadamente (ENEL todavía tiene una alta participación

estatal y intereses cruzados en todas las actividades, además de una cuota que supera el

50%).


El sistema eléctrico italiano tiene un consumo en 2005 del orden de 330 TWh y una

capacidad instalada de cerca de 65 GW, repartida principalmente entre centrales de

térmicas de carbón y gas (70%), hidráulica y renovables (15%) e importaciones (15%). En

1987, tras un referéndum, Italia renunció a la energía nuclear. En la actualidad, el

sistema se encuentra inmerso en un profundo proceso de reconversión de sus centrales

de carbón a gas. La punta en 2005 superó los 54 GW. La capacidad de interconexión

con sus países colindantes ronda los 6,5GW (50% Suiza y 35% Francia).

Punto de partida

El origen de la reforma del sistema italiano data del año 1999, en el que se publicó el

Decreto Ley (la “Ley Bersani”) cuyo objetivo era la implantación de la Directiva

Europea 96/92. El diseño inicial del mercado (Gestore del Mercato Elettrico, GME) era

muy similar al español (mercado diario, intra-diarios y servicios complementarios), si

bien el mercado diario era explícitamente quasi-obligatorio (no estaba permitida la

contratación bilateral excepto en condiciones particulares, sujeta a la aprobación del

regulador, la Autorità per l’energia elettrica e il gas). Se estableció asimismo el operador

del sistema (Gestore della Rete di Trensmissione Nazionale, GRTN) mientras que ENEL

retenía la propiedad de la red (a través de una sociedad, TERNA). Se creó la figura del

Acquirente Unico cuya misión es la compra del suministro de los consumidores cautivos.

En aquel momento, ENEL generaba el 75% del total (el resto proviene de pequeñas

empresas municipales y autogeneradores, que vendían su producción a ENEL a precios

regulados). El 50% de la capacidad de interconexión estaba copada por contratos a largo

plazo de ENEL (la francesa a través de un contrato ENEL-EDF hasta 2007). El Decreto

fijaba la cuota máxima de generación de una empresa en el 50%, y exigía que ENEL se

deshiciera antes de 2002 de 15 de sus 55 GW mediante la venta de tres empresas:


21

Interpower (4% de cuota, que compró Edison, ahora controlada a su vez por EDF5),

Elettrogen (7%, que fue adquirida por Endesa Italia) y Eurogen (10% en la actualidad

Edipower, consorcio en el que Edison controla el 40%, por lo que no se puede decir que

ahora sean tres). En el reparto de activos correspondiente ENEL se deshacía de un tercio

de su generación térmica (a los compradores se les imponía la condición de

reconvertirlas) y retenía el 90% de su capacidad hidráulica. Al tiempo aquel año se

privatizó el 34,5% de la empresa (en la actualidad el gobierno ostenta el 30%).

Se fijó un calendario para la liberalización del mercado minorista que también ha sufrido

numerosos retrasos. En 2000 se abrió para el 30% (grandes consumidores) y desde julio

de 2004 sólo los domésticos no son elegibles (tendrán que esperar a julio de 2007).

Evolución del diseño del mercado

El mercado obligatorio definido por el Decreto de 1999 encontró una fuerte oposición

por parte de los grandes consumidores industriales, por considerar que no les permitiría

aprovechar su mayor capacidad de negociación, al percibir el mismo precio que el resto,

lo que finalmente llevó en 2002 a autorizar los contratos bilaterales.

Tras infinitas idas y venidas, desde el año 2004 parece haberse dado un paso adelante.

Por un lado se ha planteado la fusión de GRTN y TERNA (en principio, la participación

de ENEL en la nueva sociedad no podrá superar el 20%) y se ha implantado el

mecanismo de subastas implícitas para gestionar las interconexiones. Se puso en marcha

el IPEX (Italian Power Exchange) en el que se gestiona cerca de un tercio de la energía y

desde 2005 el Acquirente Unico compra la energía combinando el IPEX, contratos

bilaterales y por diferencias (y el antiguo contrato ENEL-EDF) y la revende a las

distribuidoras al precio definido en la tarifa. En el IPEX se calculan precios zonales para

remunerar a los generadores, aunque a los consumidores se les carga un único precio

ponderado. Lo habitual son tres precios, Sicilia, Cerdeña e Italia continental, aunque muy

a menudo esta última se parte, resultando en un precio distinto para el sur.

El centro del actual debate es sin duda el poder de mercado. Como muestra, un botón:

en los primeros meses de funcionamiento del mercado, hasta que la tarifa se ha

5 Hasta hace poco, el gobierno italiano ha impedido a EDF controlar Edison, apelando a la falta de

reciprocidad. El acuerdo por el cual ENEL entra en el consorcio que va construir la próxima instalación

nuclear en Francia ha desbloqueado la situación.


22

empezado a obtener a partir del precio de compra del Acquirente Unico, el precio

prácticamente reproducía el que surgía de la antigua fórmula de cálculo de la tarifa

(indexada entre otras cosas a una cesta de índices de combustibles). ENEL no sólo ostenta

una cuota de mercado muy alta, sino que además dispone de los generadores que

ocupan “la mitad de la tabla” de la orden de mérito, lo que agudiza su posición

dominante. La propia Autorità en su informe para la Unión Europea afirma que ‘ENEL

todavía domina enormemente la generación y habría evidencias de control oligopolista’.

La liquidez del mercado bilateral es exigua. En cuanto al desarrollo del mercado

minorista, se observa también una involución. Inicialmente, atraídos por los bajos

precios, hasta el 70% de los clientes elegibles adquiría su energía en el mercado

liberalizado. El acusado incremento de los precios ha revertido la situación.

Francia: El “mercado” (del) único

Si se comenzó con los mercados del Reino Unido y de los países nórdicos -máximos

exponentes del “espíritu pionero”-, el último de los mercados de la ya “antigua” Europa

de los quince que aquí se introducirá, el francés, ha representado en todo momento el

paradigma de lo contrario. Si en aquellos la prioridad ha sido adoptar las medidas

consideradas imprescindibles para dar con un mercado lo más “perfecto” posible, la

reforma francesa ha puesto el foco en primer lugar en el mantenimiento de la estructura

previa, propia de un sistema de servicio público. Las sucesivas reformas han ido llegando

“a golpe de Directiva”, sin dar un paso más largo que otro. Tras unos inicios en los que

fue objeto de toda suerte de críticas y acusaciones de “arrastrar los pies”, Francia observa

complacida cómo la evolución de las reformas a nivel europeo parece reafirmarle en su

apuesta original de preservación del “campeón nacional” por excelencia.


El sistema eléctrico francés es el segundo mayor de la Unión Europea, con una capacidad

instalada de 116 GW y una generación neta en 2005 de 550 TWh, de los que el 78% fue

generado a partir de las cerca de sesenta centrales nucleares construidas en los 70 (el

resto se repartió de forma alícuota entre producción hidráulica y térmica). La generación

renovable supone algo menos del 1% del total, si bien el objetivo planteado por el

gobierno es alcanzar los 10 GW en 2010. El programa nuclear colocó al sistema francés

en una situación de fuerte sobrecapacidad que persiste en la actualidad, lo que le ha

convertido en el mayor exportador del continente. Este destacado papel exportador se

apoya en su privilegiada situación geográfica, con fuertes interconexiones con sus seis


23

países vecinos: frente a una punta máxima en 2005 de 86 GW, la capacidad de

interconexión es del orden de los 12 GW.

El punto de partida

El proceso liberalizador en Francia arranca con la ley de febrero de 2000 que traspone la

Directiva Europea de 1996 (con un año de retraso con respecto al calendario

previamente definido en esta última). La norma estableció la separación de actividades,

la creación de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) y del operador del sistema

(Réseau de Transport d'Electricité, RTE, propiedad de EDF, aunque gestionado por

separado y supervisado por la CRE y responsable de la garantía de suministro, el acceso a

la red, los servicios complementarios y la compensación de pérdidas) y la apertura

gradual del mercado minorista (hasta la apertura total en julio de 2007, el 10% de los

consumidores, i. e. dos tercios de la energía).

La lenta evolución hacia un escenario “competitivo”

Desde entonces, no puede decirse que la estructura del mercado de generación haya

cambiado significativamente. La gran capacidad de interconexión con los países vecinos

ha sido el argumento esgrimido para justificar que en ningún momento se haya puesto en

cuestión la posición, antes “monopolista”, ahora “dominante” de Electricité de France

(EDF). EDF, de titularidad pública6 es la mayor empresa eléctrica europea (cuenta con

más de 120.000 empleados); su cuota de producción en el sistema francés supera el

90%, lo que explica por sí misma la tremenda particularidad del “mercado” francés. Los

competidores locales de EDF más relevantes son CNR y SHEM (hidráulica, controlada

por Electrabel) que “copa” algo más del 3% de la cuota de generación y SNET (carbón,

controlada por Endesa), cuya cuota supera el 1%, si bien cerca del 60% de su generación

está vinculada a un contrato de venta a EDF. El mayor avance en este lado del mercado

surgió en el año 2002 a raíz de las subastas de energía (Virtual Power Plants, en inglés,

6 GW hasta el fin de 2006, si bien el gobierno francés ha anunciado que por el momento

se seguirán haciendo más allá) impuestas por las autoridades de competencia de la UE

para permitir la toma de control por EDF de la alemana ENBW. Se definieron tres

formatos de venta de esta energía: contratos de base, punta y bloques de base en el

periodo invernal, de duraciones variadas (desde tres meses a tres años).

6 En noviembre de 2005 el gobierno francés privatizó con gran éxito el 15%, si bien ha anunciado que no

privatizará más del 30% en ningún caso, al menos en el medio plazo.


24

La liquidez aportada por estas subastas constituyó el factor clave para el adecuado

desarrollo del mercado mayorista organizado, Powernext, que nació a finales del año

2001, constituido en origen por un mercado diario en el que se casan ofertas de carácter

físico en bloques horarios y de cuatro horas (recientemente ha desarrollado un mercado a

plazo en el que se negocian contratos de base y punta a un mes, tres meses y un año). El

volumen negociado por alrededor de 50 agentes en este mercado diario supone

alrededor del 1% de la energía total generada en el sistema francés (adicionalmente, el

mercado de contratación bilateral negocia cerca de 10%).

El desarrollo del mercado minorista ha sido bastante escaso. En los primeros años, en los

que sólo los grandes consumidores podían optar por abandonar la tarifa, el que el precio

del mercado fuera significativamente inferior que el de la tarifa regulada (alrededor de un

30%) animó el paso de no pocos de ellos al mercado liberalizado. Sin embargo, desde

entonces, la subida progresiva del precio del mercado ha frenado esta tendencia. A

finales del año 2005, de los 4,5 millones de puntos de consumo elegibles, menos del

10% había optado por abandonar la tarifa. De estos, un tercio de ellos había decidido

contratar su consumo con un comercializador distinto de EDF (denominados

“comercializadores alternativos”, de entre los que destacan Poweo, vinculado a la

eléctrica austriaca Verbund y Direct Energie, cuyos proveedores son la suiza EGL y la

filial francesa de la sueca Vatenfall).

Como conclusión, es cierto que se puede afirmar que hasta la fecha, aunque puedan ser

calificadas de insuficientes (entre otros muchos calificativos negativos), no se puede

negar que las reformas en el sistema eléctrico francés han estado orientadas a la apertura

del mercado. Las últimas noticias que llegan acerca de la intención del gobierno francés

de excluir del mercado al recién constituido consorcio de clientes “electro-intensivos

deslocalizables”, haciendo posible que accedan a contratos a 15 ó 20 años a unos

niveles de precio distintos de los determinados por el mercado, junto con las demandas

de los medianos consumidores de disfrutar también de contratos de esta naturaleza,

parecen ilustrar que el ritmo de estas reformas no sólo no va a progresar, si no que su

sentido puede invertirse.

4 Las nuevas incorporaciones

La Comisión Europea, en su Strategy Paper (marzo de 2004), propone un enfoque

gradual para el establecimiento del MIE, que pasa por una primera fase de consolidación


25

regional7. Los Estados Miembros recientemente incorporados y otros en un proceso de

posible incorporación a la UE se integran en tres de estos bloques, que se comentan

colectivamente a continuación. Participan también en estos bloques algunos países de

UE-15, y hay varios solapes entre ellos mismos, a causa de su situación geográfica, de las

interconexiones existentes y de las relaciones comerciales en vigor.

Tras los cambios políticos y estructurales que tuvieron lugar a principio de los 90 en la

mayoría de los diez países que han entrado recientemente en la UE, la demanda se

redujo drásticamente, aunque comenzó a subir a partir de 1996. En promedio, durante el

periodo completo desde 1990 a 2001, la demanda total de estos diez países disminuyó

un 2,1% anual, a pesar de la subida en el PIB y la producción industrial desde 1993,

indicando, por tanto, una mejora del ahorro y de la eficiencia energética. Los

consumidores de estos diez países, y de los demás países contemplados en este apartado

pero no de la UE, típicamente se han beneficiado de tarifas subsidiadas de electricidad,

que no reflejaban los precios reales de los combustibles, que en el caso del gas y el

petróleo eran frecuentemente importados de la Unión Soviética a precios muy

favorables8. La situación está cambiando rápidamente en los últimos años, con las tarifas

convergiendo rápidamente a los valores correctos. Sin duda el motor principal del

drástico cambio regulatorio en el sector eléctrico de estos países ha sido el incentivo para

cumplir con los requisitos de acceso a la UE.

Europa Oriental

Este grupo de países comprende Polonia (demanda anual de 131 TWh en 2004), las

Repúblicas Checa (62 TWh) y de Eslovaquia (26 TWh), Hungría (38 TWh) y Eslovenia

(12 TWh). Hay varios operadores de mercado en la región, de momento con alcance

meramente nacional: Gielda, en Polonia, con un mercado diario todavía con escasa

liquidez (1,9 TWh), OTE en la República Checa (0,3 TWh) y Borzen en Eslovenia

(0,3 TWh). Sus regulaciones nacionales están en plena fase de transición y, aunque se

han realizado ya importantes progresos en cada una de ellas, existen importantes barreras

para su integración en un mercado regional verdaderamente competitivo.

7 Se definen los siguientes mercados regionales: Países Nórdicos, Gran Bretaña más Irlanda, Europa

Occidental, península Ibérica, Italia, Europa Oriental, Sureste Europeo y los Países Bálticos.

8 Es de destacar la fuerte dependencia del carbón como combustible de los diez nuevos entrantes: 68% frente

a 24% en UE-15.


26

Un reciente estudio del Regional Center for Energy Policy Research de la Universidad

Corvinus de Budapest ha identificado las principales barreras que impiden una eficaz

coordinación entre los países de la región para construir un mercado eléctrico regional.

La conclusión principal es que un enfoque exclusivamente centrado en cada mercado

nacional individual, sin una perspectiva más amplia, acaba por limitar el desarrollo, tanto

de los mercados nacionales como del regional. Se trata de conclusiones asimismo válidas

en buena parte para la generalidad del MIE.

Una primera barrera es la insuficiente capacidad de interconexión entre los países de la

región, así como los deficientes mecanismos para su asignación a los agentes. El

principal problema identificado es la asignación a priori de gran parte de esta capacidad

de transporte a contratos de largo plazo previamente existentes, y que no fueron

adquiridos con procedimientos transparentes de mercado. Así, los contratos de venta de

energía tipo PPA (Power Purchase Agreements) por ejemplo constituyen cerca del 40%

de la energía comercializada en Polonia.

Aunque sobre el papel la normativa para la asignación de la capacidad de interconexión

parece ser básicamente correcta, en la práctica la asignación parece realizarse de forma

opaca y discriminatoria a favor de los contratos PPA previos, aunque esto esté en

desacuerdo con la normativa vigente de la UE. La escasez de capacidad efectiva de

interconexión inhibe las operaciones de las entidades comercializadoras y de los agentes

externos. Y no coopera en mitigar el significativo poder de mercado existente en cada

uno de los mercados nacionales por la empresa que ha sido incumbente durante la

regulación anterior. Es motivo de preocupación que en algunos países no se ha

conseguido diseñar un marco regulatorio que incentive a los operadores del sistema a

invertir en el refuerzo de las interconexiones, a pesar de la necesidad de contar con estas

inversiones.

La segunda barrera es la falta de coordinación y armonización entre las normativas de los

mercados en los distintos países. Las áreas donde la necesidad de armonización es más

evidente incluyen: las diferencias en las reglas concretas de los mercados (e.g., horas de

cierre, condiciones para cerrar un contrato, diferencias en los mercados de regulación),

que impiden o dificultan la realización de transacciones; diferente disponibilidad de

información, por ejemplo sobre la capacidad disponible de las interconexiones; la

obligación de disponer de delegaciones con presencia física en cada país; las distintas


27

responsabilidades de cada regulador y la ausencia de una autoridad con jurisdicción

conjunta sobre la región.

Finalmente, la tercera barrera es la falta de un verdadero interés y motivación, apoyado

en disposiciones legales concretas, por parte de las instituciones políticas y regulatorias

de los países por crear un mercado de carácter regional. Reguladores y gobiernos actúan

fundamentalmente en pro de los intereses nacionales, dejando en un segundo plano los

intereses regionales, muy especialmente si pudiese haber algún conflicto de interés entre

ambos. En general, el único objetivo concreto de las instituciones nacionales es trasponer

las directivas, sin intención aparente de llegar más lejos. Sí parece existir un razonable

nivel de consenso en la conveniencia de que exista -en forma real o virtual-, un operador

del sistema de ámbito regional. Así, en 2004 se puso en marcha un proyecto regional de

coordinación en la gestión de las restricciones de transporte, involucrando inicialmente –

pues se acaba de acordar una ampliación- seis fronteras con congestiones y cinco

operadores del sistema.

Sureste Europeo

Al igual que ocurrió con el Foro de Florencia, se está intentando que el Foro de Atenas

consiga lanzar un mercado eléctrico para el Sureste europeo. Este mercado comprendería

Albania (6 TWh), Bosnia y Herzegovina (10,5 TWh), Bulgaria (36 TWh), Croacia

(16 TWh), Macedonia (7 TWh), Rumania (51 TWh) y Serbia más Montenegro y Kosovo

(administrado transitoriamente por las Naciones Unidas) (40 TWh), siendo los países

limítrofes de la UE que deben también considerarse: Austria, Eslovenia, Grecia, Hungría

e Italia. Hay un inevitable solape de algunos países con el bloque anterior. Los países con

operadores de mercado son únicamente Austria, Eslovenia, Grecia, Italia y Rumania.

Estos operadores gestionan fundamentalmente mercados diarios, aunque ofrecen también

otros productos.

Algunos de estos países son claramente exportadores, Bulgaria especialmente, pero

también Rumania y Bosnia y Herzegovina. Importadores netos son Albania, Macedonia,

Montenegro y Croacia, así como Grecia e Italia entre los países de la UE. Tanto Austria

como Serbia importan y exportan bastante, con un saldo equilibrado. Las transacciones

transfronterizas entre los países de este bloque que no pertenecen a la UE fueron de

46 TWh (sobre una producción total cercana a los 170 TWh) en 2004. Este volumen es

apreciable, pero está motivado fundamentalmente por los desequilibrios de producción y

demanda en los países, sin que funcionen adecuadamente los mecanismos de mercado


28

ni tiendan a equilibrarse los precios. Curiosamente la mayor parte de estas transacciones

(cerca del 80%) han sido realizadas por empresas comercializadoras (traders) sin

generación propia, que actúan como intermediarios y que se han especializado en

desenvolverse bien con la complicación de los procedimientos y la falta de liquidez de

los mercados, para aprovechar el amplio margen de arbitraje que existe entre los precios

de la energía en los distintos países. Es de suponer que, una vez que se adopten reglas de

mercado con un mínimo nivel de armonización, el potencial para realizar arbitrajes se

reducirá y el rol de las comercializadoras con generación propia será predominante.

Solamente Rumania y, en parte, Bulgaria han dividido las empresas de producción para

conseguir un nivel aceptable de competencia. De momento parece improbable un mayor

fraccionamiento de las empresas de generación. Por el contrario, se habla de que en

Bulgaria pueda volver a reintegrarse toda la generación bajo control público de nuevo en

una sola empresa. Tampoco se ha conseguido desarrollar adecuadamente la función de

comercializador, como una opción libre de suministro para los consumidores finales,

excepto en Rumania. La mayor parte de estos países mantienen la integración vertical de

las empresas de generación y distribución o bien han adoptado la figura de un

comprador único al que deben adquirir la energía todas las distribuidoras para el

consumo bajo tarifa regulada. Durante los últimos 5 años en Rumania se han aplicado

contratos regulados, entre generadores y distribuidores, con un volumen decreciente, de

forma que los distribuidores tengan que adquirir progresivamente una parte mayor de su

energía en el mercado libre.

En resumen, en el ámbito nacional, solamente Rumania ha implantado una estructura y

un diseño con posibilidades de conseguir un mercado mayorista competitivo y con

liquidez. Sin embargo también Croacia y Bulgaria, además de todos los países de la UE,

disponen de una normativa orientada al mercado, y el resto de los países está en el

proceso de desarrollo de una regulación compatible con la de la UE, aunque de

momento con una total falta de armonización. De aquí nace el interés y la oportunidad

de conseguir que pueda funcionar un mercado regional y que se establezcan unas bases

mínimas de coordinación. A este efecto se firmó el Tratado de Atenas entre la UE y los

países que no pertenecen a la Unión para la creación de una Comunidad de Energía en

el Sureste de Europa, en el que se adopta como norma básica la Directiva de 2003 y su

Regulación.


29

El operador de mercado que actualmente está en mejor posición para convertirse en el

referente de la región es OPCOM, que gestiona el 6% del mercado mayorista en

Rumania. De momento no existe en la región ningún mercado OTC ni de productos

estándares y las transacciones existentes son muy básicas, típicamente bandas planas de

energía. A futuro es de esperar que el mercado regional funcione a partir de

transacciones bilaterales directamente entre los agentes y tal vez el desarrollo de

productos OTC estándares, junto con algún mercado de corto plazo –de regulación o

balancing- con suficiente liquidez para dar una señal de precio de referencia. Un

requisito indispensable es la plena utilización de la capacidad de interconexión existente.

A este respecto es interesante el trabajo que están realizando conjuntamente los

operadores del sistema para implantar un esquema de gestión coordinada de

restricciones de transporte en la región.

Los Países Bálticos

Los tres Países Bálticos: Estonia (demanda de 7 TWh; producción casi exclusivamente a

partir de pizarras bituminosas)), Letonia (6 TWh; hidráulica e importaciones) y Lituania

(10 TWh; 70% nuclear y el resto fuel oil, gas, oremulsión y una central grande de

bombeo), no están interconectados al resto de la red de UE-25, pero sí entre sí y al

sistema eléctrico ruso y bielorruso, con una capacidad de transporte que de momento es

suficiente, pues estos tres sistemas se diseñaron como parte del sistema interconectado de

la Unión Soviética. El futuro abastecimiento de materias primas para la generación de

electricidad no está claro, pues está previsto el cierre de la producción nuclear en

Lituania para 2010, así como las obsoletas centrales fósiles de Estonia para 2016, lo que

aumentaría drásticamente la dependencia del gas ruso.

En Lituania la Ley Eléctrica de 2002 condujo a la completa reestructuración del sector,

creándose una compañía de transporte, dos de distribución y varias de generación a

partir de la anterior empresa nacional verticalmente integrada. Todos los consumidores

no domésticos son elegibles. En Letonia se creó en 2005 un operador del sistema de

transporte independiente y se estableció la normativa para el funcionamiento de un

mercado mayorista tipo pool y se permite que hasta el 44% de su demanda (1 GWh o

más) pueda elegir suministrador, aunque la concentración en la actividad de producción

es casi absoluta. A Estonia se le ha permitido una prórroga en la transposición de la

segunda directiva, con lo que la plena apertura del mercado se ha pospuesto al 2013,

aunque ya ha creado un operador independiente del sistema de transporte.


30

A pesar de estas reformas de ámbito nacional para cumplir con la normativa de la UE, es

claro que un mercado verdaderamente competitivo solamente será posible desde una

perspectiva regional del conjunto de los tres países, e incluso sería recomendable que se

acompasase la introducción de competencia con su capacidad de interconexión con el

resto de países del MIE. Ya hay una interconexión con Finlandia prevista para finales de

2006. Con el fin de desarrollar un mercado eléctrico báltico, los tres gobiernos firmaron

una Resolución en 2001, y también las tres comisiones reguladoras de energía en 2002,

estableciendo los principios básicos de diseño de este mercado. Ya funciona un centro

de operación coordinada de los tres sistemas eléctricos. Sin embargo, existen todavía

algunas barreras legales, debido a la falta de armonización regulatoria, y a la necesidad

de coordinar y compaginar el mercado regional con el fuerte régimen de importaciones

de energía de Rusia de cada país. Además, podría ser necesario prescindir de las

importaciones de electricidad desde Rusia, ya que existen todavía serias dificultades para

la conexión síncrona del sistema eléctrico ruso con los sistemas de los países de la UE.

5 El caso español: ¿toro o torero?9

Con ocasión del Campeonato Mundial de fútbol de Alemania 2006, un artículo de

prensa10 se planteaba esta pregunta, en referencia al estilo de juego que la selección

nacional habría finalmente decidido adoptar. Cabe igualmente preguntarse qué modelo

de mercado eléctrico va a acabar siendo el ibérico, que ya no el español, pues la

geografía y la pertinaz escasez de interconexiones con el resto de Europa conducen

necesariamente a un tratamiento conjunto de los sistemas español y portugués.

Cuando se escribe este capítulo, en junio de 2006, el mercado eléctrico ibérico es

posiblemente el de futuro más incierto entre los europeos. Está inmerso en una verdadera

crisis de identidad. Por un lado la Ley del Sector Eléctrico establece claramente un

modelo ortodoxo abierto a la competencia, con un mercado mayorista que viene

funcionando desde 1998 y con todos los consumidores con capacidad de elegir

suministrador. Pero, por otro lado, desde hace algunos años el Gobierno fija anualmente

las tarifas, a las que todos los consumidores pueden optar, en valores claramente

inferiores a los que corresponderían con los precios previstos del mercado de energía, lo

9 No se considera oportuno extenderse aquí en la descripción del mercado eléctrico español, pues a ello se

dedican específicamente otros capítulos de este libro.

10 Santiago Segurola en El País, 6 de junio de 2006.


31

que destruye el mercado minorista. Posiblemente el Gobierno hace bien en desconfiar de

los precios de un mercado tan concentrado, pero entonces tendría que arbitrar medidas

para mitigar el poder de mercado de las empresas dominantes, o bien modificar la Ley y

volver a un enfoque regulatorio más tradicional. En vez de adoptar medidas tajantes que

marquen con claridad el camino a seguir, se aplican medidas ad hoc para atajar el déficit

tarifario o para evitar que la tarifa refleje la fuerte subida de los precios. Estas medidas

impiden el funcionamiento eficiente y seguro de los mercados y complican la salida del

actual atolladero regulatorio. Por otro lado, las OPAS de Gas Natural y de E.ON sobre

Endesa han puesto sobre el tapete la problemática de los campeones nacionales, de la

asimetría regulatoria con otros países europeos y del rol a desempeñar por la UE en

garantizar los aspectos fundamentales de una estrategia energética.

Una década después de la creación de la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional, y del

comienzo de las reformas que abrieron el sector eléctrico español a la competencia, se

vuelven a plantear las grandes preguntas a las que nunca se dio cumplida respuesta:

¿Competencia de verdad? ¿Hasta dónde ha de llegar la confianza en Europa?

los mercados eléctricos en europa pérez-arriaga viit los mercados... · que han optado por el...

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