Desde el año 2000 se comienza a reaccionar ante los problemas señala- dos dando respuestas parciales a los mismos, cuando los problemas señala- dos merecían una respuesta global. Esa sensación de que era necesario refle- xionar de forma conjunta sobre el modelo está en el origen del Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de la generación eléctrica en España, que supone una reflexión global sobre los problemas planteados. Esas res- puestas siguen precisándose en la actualidad si no se quieren seguir las reco- mendaciones del Libro Blanco, en lugar de ir dando respuestas parciales y coyunturales.
La necesidad de esas respuestas la pone de manifiesto el hecho de que los responsables políticos se ven ante la necesidad de dar soluciones de urgencia a problemas en ausencia de una revisión general. Así ocurre con el reciente Real Decreto-Ley 7/2006 más arriba mencionado y sobre el que más abajo se volverá.
48 Fusiones Endesa-Iberdrola y Gas Natural-Iberdrola.
49 Esa posición está protegida por el Tratado de la Comunidad Europea en su artículo 295:
«El presente Tratado no prejuzga en modo alguno el régimen de la propiedad en los Estados miembros».
50 Vid.las Sentencias de 13 de mayo de 2003 recaída Comisión/ Reino de España (C- 463/00), de 4 de junio de 2002, Comisión/Portugal (C-367/98, Rec. p. I-4731) y Comisión/Francia (C-483/99, Rec. p. I-4781. También en sentido contrario a las anteriores la Sentencia Comisión/Bélgica (C-503/99, Rec. p. I-4809).
51 Vid.DE LACRUZFERRER, «Las asimetrías reguladoras ...», ob. cit,págs. 505 y ss.
6.1. LA ESTRUCTURA DEL MERCADO
En este punto sólo la legislación de Defensa de la competencia, especial- mente en caso de concentraciones de empresas, ofrece las soluciones tradicio- nales para el caso de que tales concentraciones se produzcan. La desinversión de activos es la medida que ha sido impuesta en el condicionado de varios pro- cesos de concentración en nuestro país.
Por otra parte, las dificultades puestas a operaciones de concentración48 para garantizar una mayor competencia pueden hacer más vulnerables a las empresas españolas, que finalmente deciden no concentrarse, frente a ofertas públicas de adquisición de acciones por parte de empresas comuni- tarias, especialmente estatales o con influencia estatal a través de distintos formas de influir en tales empresas privadas. Ello no supone en principio ningún problema, salvo que las posibilidades de lanzar una OPA por empre- sas españolas sobre empresas de otros países comunitarios en los que el generador principal sea una empresa pública o con participación pública son muy limitadas, puesto que la decisión de vender o no vender las accio- nes depende del accionista que es el poder público y por eso se guía por motivaciones distintas del ánimo de lucro49; ello crea una situación de desi- gualdad que se ha hecho especialmente sensible tras algunas sentencias del Tribunal de Luxemburgo considerando contrarias a derecho comunitario algunas de las llamadas «acciones de oro» mediante las cuales los países que habían privatizado sus empresas públicas se reservaban un cierto poder de intervención y veto en relación con determinadas operaciones estratégicas de la sociedad ya privatizada50, veto que sin embargo no se ha dado res- pecto de la regulación belga.
Eso crea ya una situación de desigualdad51—por otra parte permitida por el artículo 295 del Tratado—, pues esa situación no se da a la inversa en rela- ción con las OPA de una empresa pública comunitaria —o con fuerte inter- vención pública— respecto de una privada —española o de otro país comu-
52Ese podría ser el caso de E.ON-AG en Alemania y la condición impuesta en su fusión con Ruhrgas.
nitario—, puesto que los accionistas de esta última sólo se moverán en función de su legítimo interés particular.
En este caso —en caso de adquisición de una empresa española por una empresa pública comunitaria o bajo influencia pública—, la situación de competencia en el mercado eléctrico (la competencia en el mercado, no por el mercado) no tiene por qué quedar afectado en principio por tal adquisición.
Sin embargo, hay que tomar en consideración algunos elementos para hacer un juicio definitivo. Así, debe considerarse el nivel de las interconexio- nes internacionales y en qué medida su existencia determina que el mercado a considerar sea o no un mercado más amplio. Debe considerarse también el nivel de transposición de las Directivas comunitarias, pues si en un país es menor el nivel de cumplimiento de las Directivas puede ocurrir que la OPA se lance desde una compañía que no cumple con todas las exigencias, por ejem- plo, de separación de actividades; en ese caso la situación de ventaja que le da el incumplimiento de la Directiva resultaría convalidado en una operación de concentración que no tome en cuenta esa circunstancia. Lo mismo ocurre con un país en el que una empresa privada esté sometida —en el caso de que se venda la empresa o una parte significativa de sus acciones— a la amenaza del ejercicio por el Gobierno de su potestad de obligarle a desinvertir activos muy relevantes o estratégicos o a deshacerse de sus acciones en otra sociedad que controla, pues en tal caso, aparte de que pueda considerarse una condición equivalente a una acción de oro y afectar a la libertad de circulación de capi- tales, lo cierto es que también afecta a las condiciones mismas en que una tal empresa compite en su mercado o en el mercado europeo52con las demás empresas de otros países.
No sólo por tanto el caso de las empresas públicas se plantean problemas de asimetrías, sino también las empresas privadas sujetas a algún régimen de intervención o limitación de sus facultades.
También habría que considerar la posibilidad de que un país —es el caso de España— haya establecido normas más rigurosas que las fijadas en las Directivas, encontrándose con empresas comunitarias no públicas que al ampa- ro de la ventaja que les da la diferencia de exigencias en su país tienen una posición más cómoda y fácil a la hora de lanzar una oferta pública de adqui- sición de acciones, porque, por ejemplo, no tienen más que una separación
53 Al amparo de la Directiva 96/92/CE anterior a la actual, pendiente todavía de traspo- sición en algunos países. Dicha Directiva establecía en el número 3 de su articulo 14 que «las empresas eléctricas integradas llevarán en su contabilidad interna cuentas separadas para sus actividades de generación, transmisión y distribución y, en su caso, de forma consolidada para otras actividades no eléctricas tal como se les exigiría si dichas actividades fueran realizadas por empresas distintas, a fin de evitar las discriminaciones, las subvenciones cruzadas y los falsea- mientos de la competencia». Eso se cambia en los artículos 10 y 15 de la nueva Directiva 2003/54/CE, como luego se verá. No obstante, en la primera Directiva ya se obligaba a esta- blecer un gestor de la red del que se decía en el artículo 7.6 que «a menos que la red de trans- misión sea ya independiente de las actividades de generación y distribución, el gestor de la red será independiente, por lo menos en el aspecto de gestión, de las demás actividades no relacio- nadas con la red de transmisión». No se precisaba casi nada sobre lo que se entendía por inde- pendencia en la gestión. Eso es lo que pretende precisar la nueva Directiva.
54 A ello se refiere también el propio Libro Blancoen las págs. 75 y 76.
contable de actividades53o gestionan la operación del mercado o del sistema en cuanto transportista no separados de los generadores.
En todo caso, la cuestión es cómo alterar la estructura actual del mercado.
El Libro Blanco citado contiene varias propuestas que resultan de interés, y que son distintas de la mera desinversión de activos, como es el caso de las ven- tas virtuales de energía y los contratos virtuales de energía.
6.2. EL DÉFICIT TARIFARIO
A partir del año 2000 y en los sucesivos 2001 y 2002 se ha producido un déficit tarifario que de nuevo ha resurgido en 2005 y en 2006. Todo ello hace que se empezara por buscar una solución provisional con rango probable- mente inadecuado como fue la resolución de la Dirección General de la Energía de 28 de marzo de 2000, la Orden del Ministerio de Economía de 21 de noviembre de 2000 y la Orden del Ministerio de Economía de 12 de junio de 2002. Posteriormente se dicta el Real Decreto 1432/2002 de 27 de diciembre que fija la metodología para la aprobación de la tarifa media o de referencia.
Por su parte, el Real Decreto-Ley de 5/2005, de 11 de marzo, en su dis- posición adicional segunda retrasaba a no antes del enero de 2006 la liquida- ción de los CTC tomando tiempo para analizar todos los problemas involu- crados, entre ellos el del déficit tarifario, a la espera del Libro Blanco, según reconoce en la exposición de motivos del propio Real Decreto Ley54.
La solución última del problema del déficit tarifario se encuentra, sin embargo, en el Real Decreto Ley de 3/2006 de 24 de febrero y en la Orden
ITC/2129/2006 de 30 de junio, solución que es muy diferente de las prime- ras respuestas al problema del déficit tarifario.
En efecto, las primeras respuestas del año 2000 y siguientes consistieron en imponer a las empresas generadores que tuvieran derechos a cobrar CTC hacerse cargo del déficit tarifario en relación con los ingresos del mercado que superasen las 6 pesetas kWh o con CTC ya cobrados. En el primer caso hay que suponer que se pensaba que, aunque se tratase de cantidades cobradas como parte de la retribución, habían de aminorar los CTC futuros, y por ello se asimilaban a los ya cobrados.
En todo caso, la situación cambia radicalmente con el Real Decreto Ley de 3/2006 de 24 de febrero y en la Orden ITC/2129/2006 de 30 de junio.
En efecto, aquel dispone la asimilación a contratos bilaterales físicos de las ofer- tas de venta y adquisición de energía eléctrica presentadas simultáneamente por sujetos pertenecientes al mismo grupo empresarial en los mercados diario e intradiario de producción y en el mismo periodo de programación. La asi- milación que impone el Real Decreto Ley pretende que el precio del contra- to bilateral sea, no el que resulte del mercado diario e intradiario, sino un pre- cio basado «en cotizaciones de mercados de electricidad que serán objetivas y transparentes» (artículo 1.º del Real Decreto Ley citado).
La solución propuesta resulta algo desconcertante, puesto que el mercado diario español parece que, entonces, deja de ser la referencia para fijar el pre- cio de esa energía adquirida para los consumidores a tarifa (que son una parte importantes del mercado español) entre empresas de un mismo grupo; ener- gía adquirida que el Decreto Ley considera realizada a través de contratos bila- terales físicos. Resulta, por otra parte, que la fijación del precio es administra- tiva, por más que se aluda a mecanismos que traten de buscar la objetividad y la transparencia sobre la base de cotizaciones de mercados que no se sabe si alude a mercados exteriores.
Por otra parte, el déficit no desaparece, puesto que siempre es posible que el precio final sea superior al precio provisional que el anexo del Real Decreto- Ley 3/2006 fija en 42,35 €/MWh. En ese caso no se resuelve sobre quién ha de correr con ese déficit tarifario, si el distribuidor o el generador. Lo normal es que no lo soporte nadie, pues todos los sujetos tienen derecho a que sus cos- tes sean retribuidos. Puede pensarse si la idea a que responde el Real Decreto- Ley parte de que los precios del mercado no se han producido en condiciones de competencia perfecta o ejerciendo poder de mercado por parte de algunas empresas. Por eso trataría de que los generadores, que podrían haber oferta- do a un precio superior al que correspondería en condiciones de mercado abu-
55 En ella se dice como explicación a la supresión: «Sin embargo, el mecanismo de los CTC ha devenido ineficiente, en primer lugar, porque generan distorsiones en los precios de mercado al ser integrados como determinantes en las estrategias de oferta; en segundo lugar, porque han que- dado obsoletaslas hipótesis sobre las que se basaron los cálculos de los CTC al promulgarse la Ley;
por último, los informes disponibles revelan un alto grado de amortizaciónde las instalaciones afec- tadas. En suma, se trata de un mecanismo innecesario y distorsionador que requiere una urgen- te supresión, lo que se lleva a cabo mediante la derogación de la mencionada disposición tran- sitoria sexta».
sando supuestamente de su poder de mercado, no se aprovechen de ello y, para tal fin, el precio se fijará administrativamente con criterios que no atienden al mercado que supuestamente no habría funcionado correctamente.
Pero si eso fuera así lo conveniente sería perfeccionar el mercado y no pres- cindir de él. Por otra parte, no se sabe por qué esa corrección afecta sólo a las empresas verticalmente integradas y no a las demás, puesto que el precio en el mercado diario se habrá alterado para todas, aunque se piense que las más relevantes son las integradas, pues dicho precio vendrá determinado por el de la última oferta hecha en cada periodo horario que podrá ser la de una de las empresas integradas.
En todo caso, el Decreto Ley no dice nada sobre sus razones ni sobre quien va a soportar finalmente la obligación de asumir el déficit y, dado que, por otra parte, se han suprimido por el Real Decreto Ley de 23 de junio de 2006 los CTC, se plantea el problema de que ya no hay un cantidad con la que com- pensar el déficit que se haya puesto de manifiesto.
6.3. LOS COSTES DE TRANSICIÓN A LA COMPETENCIA
Dichos costes, como es sabido, formaban parte de las previsiones de la LSE de 1997 en su disposición transitoria sexta. Los mismos dieron lugar en los pri- meros años 2000 a una polémica pública por algunas modificaciones que ten- dían, entre otras cosas, a titulizar tales derechos. Pues bien, el reciente Real Decreto-Ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético ha suprimido (sic), en el apartado dieciséis del artículo 1º, la disposición transitoria sexta de la LSE en que se reconocían tales dere- chos a los llamados costes de transición a la competencia. Tal supresión puede ser abordada desde un punto de vista estrictamente jurídico desde muchas perspectivas, pero además puede ser abordada desde el punto de vista de la realidad a que responde y que se invoca en la exposición de motivos55. En la perspectiva jurídica son múltiples las direcciones en que puede hacerse el aná- lisis: si el Decreto-Ley es el instrumento apropiado para hacer la supresión; si
56 Puede suponerse que en la parte no amortizada con los precios actuales de la energía se estaban retribuyendo y se seguirán retribuyendo con la parte del precio superior a 6 pesetas, por lo que en realidad no habría perjuicio para las empresas. No obstante, aunque vayan a cobrar por otros mecanismos la parte no amortizada llama la atención su supresión, probablemente debida a las distorsiones que provocaba en el mercado.
se trata de una expropiación legislativa, cuando menos en la parte no amorti- zada56(el Decreto-Ley habla de un alto grado de amortización, pero no de la completa amortización) o, por no citar sino otra de las cuestiones, si debe hablarse de supresión o de derogación de la transitoria sexta.
Pero ese punto de vista jurídico no agota las reflexiones que el Decreto-Ley suscita, pues en otro plano surge la inquietante cuestión, no sólo jurídica, de cómo se ha introducido un mecanismo que ha distorsionado la formación de precios en el mercado y por qué los ha distorsionado; o cómo es posible que haya habido un error de cálculo ––matizado en todo caso por la cláusula de salvaguarda de establecer un tope máximo— en la determinación de los lla- mados costes de transición a la competencia probablemente sobre la base de un coste de la energía para las centrales de ciclo combinado cuya elevación en el mercado internacional no se previó; o cómo es posible que se haya estado a punto de titulizar los CTC, lo que hubiera determinado su pago anticipado y la imposibilidad de recuperar el exceso.
Sea cual sea el punto de vista que se elija no cabe duda de que desde el punto de vista del modelo regulatorio puede resultar más trascendente el aná- lisis de los defectos en la fijación de los CTC, pues se trata de evitar para el futuro incurrir en los mismos errores. Incluso aunque los CTC desaparezcan
—que en todo caso debían desaparecer—, el problema de la retribución de los costes fijos —en una actividad en la que en principio el precio de mercado lo determina el coste marginal de la última unidad que aporta su energía en cada periodo horario— sigue subsistiendo, y debe ser cubierto con mecanis- mos regulatorios que no son estrictamente de mercado —la prima de poten- cia—. En esta perspectiva, la experiencia de las distorsiones de los CTC y su modo de cálculo resultan muy relevantes, especialmente en un trabajo de balance de los diez años de regulación del sector energético.
6.4. LA ASIGNACIÓN DE DERECHOS DE EMISIÓN DE GASES DE EFECTO INVERNADERO
El Real Decreto Ley 3/2006 de 24 de febrero, en su artículo segundo, pone sobre la mesa otra cuestión de gran importancia para el sector eléctrico, al
57 La Ley se llama justamente de «comercio de derechos de emisión»: Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.
entrar en lo que llama la consideración de gases de efecto invernadero del plan nacional de asignación.
En efecto, en dicho artículo segundo se establece que a partir del día 2 de marzo, en realidad el 3 de marzo, la retribución de las actividades de produc- ción de energía eléctrica se minorará en el importe equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente a los productores de energía eléctrica mediante Acuerdo de Consejo de Ministros de 21 de enero de 2005. Lo mismo se prevé hacer para cada grupo empresarial a efectos de los eventuales saldos negativos de la liquidación de la tarifa correspondiente al periodo del 1 de enero de 2006 al 2 de marzo de 2006.
Parece que el sentido de la norma no es otro que el de haber constatado que los generadores incluyen como un coste más el que se deriva de no haber acudido al mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.
No han acudido puesto que han generado electricidad y, por tanto, han emi- tido gases para lo que están cubiertos con las cantidades asignadas gratuita- mente y hasta la cuantía de los derechos de emisión asignados.
Ahora bien, el que no hayan vendido sus derechos de emisión y el que éstos se les hayan asignado de forma gratuita, más o menos de acuerdo con el his- tórico de sus emisiones, no significa que esos derechos de emisión no tengan un valor. En realidad, lo propio de esos derechos es que se puedan comprar y vender para que los productores que generan tales gases tomen conciencia del problema y disminuyan sus emisiones o compren en el mercado los derechos que les falten57, apreciando así el coste de emitir gases de efecto invernadero.
Todo ello significa que los derechos de emisión tienen un valor en el mer- cado y, por tanto, los generadores incorporan el valor en el mercado de los derechos como parte de los gastos en que incurren al producir energía, pues al producirla renuncian a hacer efectivo su valor en el mercado (el de los dere- chos de emisión), y por ello incurren en un gasto. Es decir, los derechos asig- nados gratuitamente tienen un valor en cartera de los generadores que pier- den al generar electricidad, por lo que consideran que a los costes variables (combustibles básicamente) a los que venían ofertado en el mercado tienen que añadir ahora la pérdida del valor de unos derechos de emisión que ya no pue- den hacer efectivos en el mercado al consumirlos para producir energía.