¿Existe competencia en el mercado de generación eléctrica en España?

La CNMC (Comisión Nacional del Sector Eléctrico) ha iniciado un estudio sobre la competencia en la generación eléctrica en España.

La CNMC ha detectado de forma preliminar la posible existencia de una serie de impedimentos al desarrollo de una competencia efectiva.

Las bases del proceso de liberalización del sector eléctrico se establecieron en 1997. Desde entonces la actividad de generación, junto con la de comercialización, se encuentra sometida a las normas de  competencia. Sin embargo, la propia CNMC acaba de reconocer (algo que hace tiempo ya veníamos advirtiendo) que aún no se ha logrado  un funcionamiento plenamente competitivo, identificando diferentes ineficiencias.

La actividad de generación de electricidad está experimentando importantes cambios regulatorios, estructurales y tecnológicos, que están teniendo gran impacto en el funcionamiento del mercado a medio plazo. Por esta razón, la CNMC considera “necesario analizar el mercado eléctrico de generación para garantizar un funcionamiento competitivo y eficiente, que traslade los avances y las mejoras tecnológicas y económicas al consumidor final”.

El análisis preliminar que efectúa la CNMC ha puesto de manifiesto una serie de aspectos que podrían estar afectando al funcionamiento eficiente y a la competencia de dicho mercado.

Reconociendo la existencia de este problema desde hace tiempo y a pesar de este rotundo análisis preliminar, nos genera una duda razonable sobre si es un movimiento previo a las elecciones o si será la base para una definitiva reforma del mercado de generación, cuestión que parecía que iba a abordarse durante esta legislatura, dónde la teórica reforma eléctrica ha sido una reforma fiscal para atajar el teórico “déficit de tarifa”

El estudio tiene por objeto:

1.- Determinar el grado de concentración en el mercado de generación eléctrica y sus posibles implicaciones en términos de competencia,

2.- Determinar la formación de precios en el mercado a plazo y en el llamado “pool”.

Con el objetivo de esclarecer si determinados operadores ostentan una situación de poder de mercado susceptible de alterar el funcionamiento normal del mercado en las siguientes situaciones:

1.- Aquellas empresas que cuentan con activos estratégicos (emplazamiento de las centrales, el acceso a los recursos hidroeléctricos, el acceso a combustibles, las restricciones de transporte o los derechos contractuales heredados) cuya propiedad les otorga una ventaja competitiva y que son, además, irreplicables.  Esto les permite obtener beneficios extraordinarios que, sin embargo, no conllevan una entrada de nuevos operadores, dado el carácter insustituible de los activos que los generan. De hecho, todos los operadores extranjeros que lo han intentado estos años han acabado saliendo del país: EDF, RWE, E-ON y otros ni se plantean instalarse cuando, curiosamente tenemos los precios más caros de Europa con precios mayoristas 50 % más caros que en Alemania.

2.- Procedimiento de resolución de restricciones técnicas: Como se circunscribe exclusivamente a la zona geográfica afectada por dichas restricciones, solo las centrales situadas en dicha ubicación pueden participar en resolverlas. Las empresas que intervienen en el procedimiento perciben un precio muy superior al que obtienen en el mercado diario (algunos ciclos combinados hasta 2000 €/MWh), por lo que tienen un claro incentivo adicional para retirar capacidad del mercado y destinarla al procedimiento de resolución de restricciones técnicas. El estar en grupos integrados ayuda en la “gestión del portfolio”.

3.- El diseño de los pagos por capacidad. Con la sobrecapacidad existente en el mercado es una solución correcta o existen alternativas regulatorias?

4.- Otras cuestiones relacionadas con la retribución de las energías renovables, los incentivos a la utilización de carbón nacional, la regulación al autoconsumo y el desarrollo de la posibilidad de hibernación de centrales de generación y sus implicaciones sobre el funcionamiento eficiente del mercado.

Esperaremos con atención el resultado del estudio de la CNMC y las actuaciones posteriores pero ya en junio 2014 hablábamos de la otra prima: http://bit.ly/mercadoderivados (ver pag 11), “la prima eléctrica alemana” y cómo desde verano 2013 se había disparado a niveles de 15 €/MWh cuando previamente estaba en el rango +/- 5 €/MWh.

Hoy el spread en el futuro Cal-16 con Alemania (la prima eléctrica) está nada más y nada menos que a 17,98 €/MWh!

El mercado mayorista eléctrico más caro de Europa  (en €/MWh) para el ejercicio 2016 y 2017 según el mercado de futuros:

	DE	FR	NL	BE	CZ	PL	HU	IT	ES
2016	28,9	37,45	36,95	43,63	29	36,54	40,9	46,85	46,88
2017	28,25	38,15	35,05	40,88	28,15	36,71	40,53	45,5	46,53

Y un diferencial (en €/MWh) con respecto a los países europeos que la industria y los consumidores cada año tenemos que afrontar:

	DE	FR	NL	BE	CZ	PL	HU	IT	ES
2016	17,98	9,43	9,93	3,25	17,88	10,34	5,98	0,03	0
2017	18,28	8,38	11,48	5,65	18,38	9,82	6	1,03	0

Más que el propio estudio de la CNMC y las conclusiones que todos ya sabemos y los números anteriores nos confirman, lo que es urgente son soluciones, empezando por la reforma del mercado mayorista eléctrico en España.