8. Los mercados eléctricos en Europa

8. Los mercados eléctricos en Europa

José Ignacio Pérez Arriaga Carlos Batlle Carlos Vázquez

Instituto de Investigación Tecnológica (IIT)Universidad Pontificia Comillas, Madrid

SUMARIO: 1. INTRODUCCIÓN.—2. LOS «VERDADEROS CREYENTES»—3. LOS

QUE NO SE LO CREEN TANTO.—4. LAS NUEVAS INCORPORACIONES.—5. EL CASO ESPA-ÑOL: ¿TORO O TORERO?

1. Introducción

Relatar la historia de la realidad que se está viviendo tiene sus compli-caciones. De ninguna manera puede afirmarse que los distintos mercadoseléctricos europeos, y menos aún el mercado interior de electricidad (MIE)de la Unión Europea hayan alcanzado una estabilidad que permita reali-zar su descripción precisa con vocación de permanencia. Desde que el pro-ceso de reforma regulatoria reestructuración, liberalización y, en su caso,privatización del sector eléctrico comenzó en Europa al principio de ladécada de 1990, los distintos países se han ido decantando por solucionesmuy diversas, adaptadas a sus condicionantes específicos, que han encon-trado fácil cabida bajo el amplio paraguas de la primera directiva eléctri-ca de 1996, cuya ambigüedad está tratando de reducir la nueva directivade 2003, con el empeño un tanto tardío de la Comisión Europea. Y es pre-cisamente ahora, cuando el esfuerzo por armonizar y coordinar las regu-laciones de los países de la Unión permite atisbar que el MIE –aunque

190 CAP. 8.—LOS MERCADOS ELÉCTRICOS EN EUROPA

imperfectamente podría empezar a convertirse en una realidad, y cuandose plantean –aunque sea sin grandes ambiciones las directrices de una polí-tica energética común, cuando surgen con fuerza las tendencias naciona-listas como una resistencia a abandonar el control de los gobiernos nacio-nales sobre la energía. Una época interesante y crítica para la construc-ción europea, desde la perspectiva energética.

LA REFORMA Y SUS MOTIVOS

El marco regulatorio tradicional del sector eléctrico, basado en la com-pañía eléctrica verticalmente integrada y remunerada por su coste de ser-vicio, dio paso durante la década de 1990 a una visión radicalmente dis-tinta, centrada en la separación de las actividades que podían realizarseen régimen de libre mercado de aquéllas que debían permanecer comomonopolios regulados, dando lugar al establecimiento de mercados de elec-tricidad y a la posibilidad de que los consumidores pudieran elegir su sumi-nistrador. Las razones para el cambio fueron múltiples y complementarias:el avance de las políticas neoliberales de los años ochenta, que reducen elámbito del Estado y potencian el del sector privado; redes potentes detransporte de electricidad que permiten la competencia de la producciónde 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 muyinferiores a los de las tecnologías convencionales; precios bajos de lasmaterias primas energéticas y reducción de los tipos de interés, lo que enconjunto condujo a que el precio incremental de la nueva generaciónfuese inferior al coste medio de la existente; y la amplia disponibilidadde medios informáticos y de tratamiento de la información para la ges-tión eficiente de clientes individuales. Después, cada región del mundoy cada país que ha emprendido el camino de la reforma han puesto susello individual, de forma que no puede hablarse de un diseño comúnestándar.

EL PROCESO DE REFORMA EN LA UNIÓN EUROPEA

Tras la aislada experiencia pionera de Chile en 1982, fue el ReinoUnido en 1990 quien lideró el proceso mundial de reforma, seguido decerca por Noruega (1991), Argentina (1992) y otros varios países latinoa-

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mericanos, Nueva Zelanda, Australia, el Estado de Victoria en Canadá ydiversos Estados norteamericanos que, a partir de la Ley eléctrica de 1992,introdujeron drásticos cambios regulatorios, siendo el primero en implan-tarse el de California en 1998. Mientras tanto, en Europa, algunos Esta-dos miembros de la Unión se anticipaban, mientras que el resto al menosse preparaba, para las reformas que comenzaron con las tímidas directi-vas de libertad de tránsito de electricidad y transparencia de precios de1990, y que finalmente se materializaron en la ecléctica primera Directi-va eléctrica de 1996, para luego reafirmarse en la segunda Directiva y enla Regulación Eléctrica de 2003, que establecen unas condiciones míni-mas de estructura y funcionamiento del mercado eléctrico europeo. Estasdisposiciones legales para la electricidad han venido acompañadas de otrassemejantes para el gas. Suecia, Finlandia, España y Holanda han tendidoa anticiparse a las disposiciones comunitarias; Alemania ha seguido duran-te buena parte del proceso un camino propio; los restantes Estados miem-bros más bien han ido cumpliendo con los requisitos mínimos de las direc-tivas o han limitado en algún aspecto clave —ya sea estructural o norma-tivo— el proceso de reforma.

Actualmente el MIE está formado por 27 países, los de la UE-25 másNoruega y Suiza, pero los países que pretenden su incorporación a la UEy otros países periféricos han adoptado también, parcial o totalmente, lanormativa del MIE. Se trata, en conjunto, del mayor mercado eléctricomundial.

Los mercados «regionales» esto es, los que abarcan diversos sistemaseléctricos bajo regulaciones diversas, como es el caso del mercado interiorde electricidad (MIE) europeo, de los mercados norteamericanos quecubren varios Estados como PJM (New Jersey, Maryland, y Pennsylvaniaoriginalmente), el Mercado Nacional Eléctrico Australiano, el MercadoRegional Eléctrico Centroamericano, Mercosur o el Mercado del Sudes-te Europeo en la periferia del MIE y solapándose con él en la zona de losBalcanes 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 discri-minatorio a la red y la separación de la actividad de operación de las redesde transporte y distribución de las actividades realizadas en competencia.

• Esta liberalización alcanza simultáneamente a la producción y al con-sumo, que pueden negociar libremente dentro del ámbito geográfico delMIE. Toda la producción es libre para contratar y también lo es actual-


mente más del 80 por 100 del consumo, estando previsto que alcance el100 por 100 en 2007.

• El proceso de liberalización en el ámbito de la UE tiene lugar enparalelo con los procesos de reforma en los Estados miembros, que hastaahora han adoptado modelos muy diversos compatibles con los requisitosde la normativa europea.

• Quedan muchos aspectos concretos pendientes de resolución y desa-rrollo en la normativa de ámbito europeo, que de momento los agentesque intervienen en los mercados han de sortear como pueden. Casos ejem-plo pueden ser: la gestión coordinada de restricciones de red, la organiza-ción de mercados supranacionales de regulación (balancing markets) y unamínima armonización de las tarifas de red o de los mecanismos para pro-mover la adecuación de la capacidad instalada de generación o de la pro-moción de las energías renovables.

Tras un arranque muy trabajoso, con una primera Directiva eléctricamuy limitada y que costó mucho consensuar por las reticencias a la aper-tura de muchos países y por la escasa experiencia regulatoria acumuladahasta el momento, la presente normativa constituye una aceptable base departida, y lo primero que debe conseguirse es su completa implantaciónpor los Estados miembros. Es interesante que los últimos desarrollos regu-latorios se han conseguido a través de un proceso cooperativo (el Foro deFlorencia), cuyos resultados se han consolidado finalmente en la segundaDirectiva y en la Regulación Eléctrica de julio de 2003, de implantaciónobligatoria a partir de julio de 2004. Otras disposiciones regulatorias rele-vantes para el sector eléctrico han sido aprobadas recientemente, como lasreferentes al comercio de emisiones de CO2, las energías renovables o lacogeneración.

La gran asignatura pendiente es la política común europea en materiade energía. El borrador de Constitución europea, ahora de muy difícil rati-ficación tras la negativa de Francia y Holanda, tiene un artículo dedicadoa la energía, en el que establece amplios objetivos de política energética,en particular referentes a mejorar el funcionamiento del MIE, asegurar lagarantía de suministro en la Unión, promover el ahorro y la eficiencia ener-gética, así como el desarrollo de fuentes renovables de la energía. Estosobjetivos podrían conseguirse a través de normativas europeas específicasemanando directamente de este mandato de la Constitución, mientras queactualmente han de apoyarse en el contexto legal indirecto del estableci-miento del mercado interior y de la protección del medio ambiente. A faltadel apoyo de la Constitución europea, la UE ha puesto en marcha un pro-


ceso para el establecimiento de una política común energética europea,con un Libro Verde sobre Una estrategia europea para una energía sostenible, com-

petitiva y segura, que ha sido hecho público en marzo de 2006 y que está sien-do objeto actual de debate.

LA SITUACIÓN ACTUAL DEL MIE

La Comisión Europea, en su informe de noviembre de 2005 al Conse-jo y al Parlamento Europeo sobre el progreso en la creación del mercadointerior de la electricidad y el del gas, presenta una valoración realista sobresu situación actual y las necesidades de mejora. Esta valoración básica-mente coincide con las conclusiones preliminares de una investigación enmarcha sobre el sector que realiza la Dirección General de Competenciade la UE. Ambos informes consideran que el proceso de implantación ini-cial ha sido fundamentalmente exitoso, pero que existen importantes caren-cias que es preciso corregir. La carencia más importante y persistente es lafalta de integración entre mercados nacionales, debido a la insuficientecapacidad de interconexión entre muchos Estados miembros, a la existen-cia de obstáculos para el acceso y al uso inadecuado de las infraestructu-ras existentes. Además, muchos mercados eléctricos nacionales muestranun alto grado de concentración, lo que impide el desarrollo de una com-petencia efectiva. Una mayor liquidez y competencia en el sector del gascontribuiría a suavizar drásticamente las diferencias de precio de la elec-tricidad entre la mayoría de las zonas y facilitaría a su vez la competenciaen el sector eléctrico. Hay diversas barreras que entorpecen el libre cam-bio de suministrador y la elección de suministradores en otros países es unhecho infrecuente. La competencia transfronteriza aún no se ha desarro-llado lo suficientemente bien como para limitar eficazmente el poder demercado de las empresas en cada mercado nacional. La falta de transpa-rencia beneficia a las compañías dominantes e impide a las que quierenacceder al mercado obtener la información que necesitan para competir.Los mecanismos de fijación de precios suscitan desconfianza al no deter-minarse en muchos casos en función de una competencia eficaz. Las tari-fas reguladas completas de usuario final, a las que muchos consumidorespueden acogerse, constituyen con frecuencia un obstáculo para el desa-rrollo del mercado minorista. Ambos informes concluyen que los merca-dos de electricidad, y también los del gas, siguen siendo fundamentalmentenacionales en su alcance económico. De momento la Comisión no consi-dera necesario adoptar medidas legislativas adicionales de ámbito comu-


nitario, sino más bien aplicar rigurosamente la Directiva de electricidadvigente, de forma que conduzca rápidamente a mercados más amplios,abiertos y competitivos. Cuando el informe de progreso fue emitido ennoviembre de 2005 todavía algunos Estados miembros no habían incor-porado a sus legislaciones la nueva Directiva y la mayoría lo había hechocon retraso.

El resto del capítulo se dedica a revisar un subconjunto de los merca-dos eléctricos nacionales que se han considerado más representativos. Paraelegir estos países se ha comenzado por adoptar un criterio para clasifi-carlos.

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 delos que denominamos «verdaderos creyentes» (true believers, en la termino-logía anglosajona), esto es, sistemas que han optado por el mercado sinreservas, en busca de estructuras relativamente poco concentradas y dise-ños abiertos, siempre en búsqueda de nuevos mecanismos que dinamicensu funcionamiento. Otro grupo es el de los mercados cuyo leit motiv es laprotección a ultranza de sus empresas tradicionales (buscando inclusoreforzarlas para que compitan mejor... en otros mercados), el desarrolloregulatorio al borde de las reglas y la lentitud de su evolución. Y, tras ellos,se puede distinguir un conjunto de mercados menos definidos, típicamen-te aquellos que se han incorporado más recientemente a la Unión Euro-pea o que están próximos a hacerlo, y que están en pleno proceso de bús-queda de una identidad propia, tratando de subirse a un tren en marchay buscando el acomodo que mejor se ajuste a sus características. Final-mente, no puede faltar un breve comentario sobre el caso español.

2. Los «verdaderos creyentes»

2.1. EL REINO UNIDO: EL MERCADO AUDAZ

Es difícil plantear cualquier tipo de revisión de los mercados eléctricoseuropeos, sea cual sea el enfoque que se le pretenda dar, sin comenzar porel 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 sectoreléctrico, el hecho de carecer de experiencias previas (tan sólo Chile puedeconsiderarse un mercado precursor) no fue óbice para que el Gobiernoinglés decidiese lanzarse a una reforma ciertamente audaz. Aquel espírituno se limitó al impulso inicial; de la misma forma que entonces no les tem-bló el pulso, al diseño inicial le han seguido desarrollos parecidamentevalientes que han mantenido al mercado británico como la referencia euro-pea (y probablemente mundial) número uno.

Características del sistema

El sistema eléctrico del Reino Unido tiene una capacidad instalada de80 GW y una generación neta en 2004 de 393 TWh, repartida princi-palmente entre centrales de gas (40 por 100), carbón (34 por 100) y nucle-ar (20 por 100). La energía generada de origen tanto hidráulico como eóli-co ronda en ambos casos el 1 por 100. En los inicios de 2005, la demandaalcanzó un máximo de alrededor de 60 GW. El sistema escocés se conec-ta con el de Inglaterra y Gales a través de una línea con capacidad de 2200MW y, paradójicamente, desde el punto de vista eléctrico, el Reino Unidoes más «península» que la ibérica y menos «isla»: el sistema se conecta conel 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 libe-ral de que la competencia es la mejor forma de garantizar los intereses delos clientes, impulsaron la reforma radical que se plasmó en el Electricity Act

1989. CEGB fue completamente desintegrada. Las 12 unidades regiona-les de gestión de la distribución se transformaron en nuevas Regional Elec-

tricity Companies (RECs). La red de transporte y su gestión se trasladó a unanueva National Grid Company (NGC) cuya propiedad se transfirió a las RECs,que posteriormente la vendieron en bolsa. Los activos de generación serepartieron en tres nuevas empresas: National Power (30 GW), Power Gen (20GW) 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. Pos-teriormente todas ellas fueron gradualmente privatizadas.


Se establecieron mecanismos transitorios para garantizar el consumode carbón necesario para completar su radical proceso de reconversión(Vesting contracts, una especie de costes de transición a la competencia) y seabrió el mercado minorista para los grandes consumidores, alcanzándosela completa elegibilidad en 1999.

Evolución de la estructura del mercado

Transcurridos los tres años de vigencia de los vesting contracts, los pre-cios comenzaron a subir, lo que motivó que las RECs se lanzaran a bus-car contratos a largo plazo con nuevos productores independientes, cicloscombinados de gas, lo que derivó en un desenfrenado impulso inversorque se ha denominado el «dash for gas» («carrera por el gas», de hecho,en 1997 el Gobierno impuso una moratoria para detener la inversión enciclos combinados). Esto colaboró a reducir el poder de mercado de losincumbentes, pero no lo suficiente en opinión del regulador, que fijó unprecio tope durante dos años, «persuadió» con éxito a National Power paraque vendiera 6 GW y forzó posteriormente a Power Gen y National Power

a deshacerse de otros 4 GW para permitirles incrementar su integraciónvertical comprando dos RECs. El resultado ha sido que en un periodode menos de diez años la reforma ha permitido evolucionar desde unesquema en monopolio a un mercado caracterizado por un nivel de com-petencia más que aceptable. Esta desmembración en empresas de menortamaño en pro de la competencia ha traído también consecuencias adi-cionales: la alemana RWE se hizo con el control de National Power (ahoraRWE Innogy), E.ON con el de Power Gen y EDF con el de dos RECs (queintegra verticalmente con la energía que le permite inyectar en el siste-ma británico la interconexión)1. Actualmente, ningún generador dispo-ne una cuota mayor del 20 por 100, y hay cerca de 40 compañías gene-radoras.

NETA supuso un radical impulso a la participación de la demanda enel mercado. La supresión de la tarifa regulada en 2002 otorgó al negociode comercialización un papel central. El mercado minorista está copadopor seis grandes comercializadoras, «The big six»: Npower (RWE), British Gas

1 Estos movimientos que, en los tiempos que corren algunos interpretan como tre-mendamente nocivos para los intereses nacionales, no parecen inquietar al Gobierno bri-tánico, encantado con la inyección de recursos externos que supone y centrado en estable-cer las condiciones que garanticen en la medida de lo posible el mayor nivel competitivo.


(Centrica), Powergen (E.ON), EDF Energy, Scottish and Southern Energy y Scottish

Power, cuyas cuotas de mercado se mueven entre el 25 por 100 y el 10 por100.

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 sóloprecio de la energía, también costes de arranque y otras restricciones téc-nicas) para satisfacer la demanda estimada por NGC para cada uno de los48 periodos semi-horarios del día siguiente (los consumidores no partici-paban en él). A partir de estos datos, se calculaba para cada periodo el pre-cio marginal del sistema, al que se le añadían dos conceptos más: el pagopor capacidad, calculado en función de una medida de la probabilidad depérdida de carga y un sobrecargo (uplift) para remunerar las pérdidas, ser-vicios complementarios... El Pool se complementaba con un mercado bila-teral over-the-counter (OTC) en el se negociaban contratos «a medida» (noestandarizados) razonablemente activo.

Este diseño comenzó funcionando de forma eficiente, pero con elpaso del tiempo empezó a recibir numerosas críticas que le pusieron encuestión: los generadores comenzaron a descubrir fallos que les permití-an manipular el proceso de formación de precios (vinculados especial-mente al calculo del pago por capacidad y al modelo GOAL, a partir delcual se calculaba el precio marginal del sistema), no permitía a la deman-da participar adecuadamente y la necesidad de unanimidad entre losagentes hacía inviable cualquier mínimo cambio que se observase comonecesario2.

Estas y otras circunstancias llevaron al regulador a cambiar radical-mente 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 elsistema escocés). El aspecto fundamental del nuevo diseño fue la desa-parición del Pool: todo el mecanismo de compra-venta se organiza alre-

2 Se extendió también la crítica al mecanismo de remuneración marginalista, alegan-do, en nuestra opinión injustificadamente, que permitía a los agentes manipular con mayorsencillez los precios.


dedor de contratos bilaterales entre generación y demanda. Paralela-mente surgió un mercado diario (day-ahead market), el UKPX (reciente-mente renombrado APX Power UK) en el que se negocian de modo con-tinuo bloques semi-horarios, de dos y cuatro horas. Por el momento, laliquidez de este mercado está lejos de poder ser considerada como satis-factoria.

Llegados al corto plazo (con una hora de antelación), ambas partescomunican sus programas a ELEXON (el operador del mercado nacidodel BETTA, parte de NGC), que gestiona el mercado de ajustes o desvíos(balancing market), en el que se presentan ofertas para cubrir estos descua-dres. NGC casa estas ofertas para equilibrar el sistema de la forma más efi-ciente (no se remunera al precio marginal, sino que cada agente casadorecibe 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 des-vío (si este desvío es en el sentido favorable para el sistema, debe pagar elprecio spot del UKPX, lo que plantea no pocos problemas, dada su escasaliquidez). Los precios de la energía en estos diversos mecanismos de casa-ción no contienen señales de localización, así que se ignoran las señales depérdidas de transporte, como en la mayor parte de los sistemas europeos(sin embargo, las tarifas de red británicas sí que incorporan fuertes seña-les de localización).

A la implantación del NETA le siguió un periodo (alrededor de dosaños) en los que el precio del mercado mayorista bajó significativamente(alrededor del 20 por 100). Esto fue en principio interpretado como unaconsecuencia del nuevo diseño, cuando en realidad correspondió a unperiodo de sobrecapacidad. En los dos años siguientes el precio recuperósu tendencia ascendente, incrementándose por encima de un 100 por 100.

En los últimos tiempos se dejan oír cada vez más voces críticas acercadel actual diseño del mercado. Se le acusa de haber supuesto una reformacara, cuyo coste no se ha podido recuperar mediante la esperada y no con-seguida mejora de eficiencia. La falta de transparencia del mercado bilate-ral y la escasa liquidez, junto con la creciente concentración del mercadominorista y fuerte integración vertical, parece ser el foco de preocupacióndel regulador. En el primer trimestre de 2006 todas las comercializadorasincrementaron sus precios entre un 22 por 100 y un 5 por 100, lo que supu-so el mayor incremento jamás conocido.


2.2. LOS PAÍSES NÓRDICOS: EL MERCADO MÁS PRÓXIMO AL IDEAL

Si se sondeara a los principales expertos en el análisis de mercadoseléctricos acerca de los elementos fundamentales que un sistema eléctri-co debería reunir para hacer posible el diseño de un mercado ideal, en sugran mayoría aparecerían las siguientes: una estructura empresarial sufi-cientemente atomizada, un mix de generación variado, con abundantegeneración hidráulica regulable (por lo que supone de aporte a la simpli-cidad de la operación en el corto plazo, entre otras muchas cosas), unacapacidad de interconexión adecuada con los países vecinos (acompaña-da de una voluntad firme de los distintos gobiernos de armonizar susregulaciones para hacer posible un mercado regional eficiente) y una opi-nión pública alineada con la idea de que la liberalización es el mejor cami-no para el ahorro (lo que permite pasar por episodios de precios muyaltos, sin otra consecuencia más allá de que los consumidores se planteenque deben cubrirse contratando a plazo, sin que se ponga en cuestión elmodelo). El mercado regional de los países nórdicos reúne estas condi-ciones, por lo en cierta manera «lo han tenido más fácil». Sin embargo,también es cierto que las decisiones que se han tomado para su desarro-llo han ido casi siempre en favor de la eficiencia, lo que ha permitidoaprovechar 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 GWbastante regulables en Noruega y 16 GW en Suecia), 23 GW térmicos(4 en Suecia, 6 en Finlandia y 8 en Dinamarca), 12 GW nucleares (9,5en Suecia y 2,5 en Finlandia) y 8 GW renovables (4 de biomasa en Sue-cia y Finlandia y 3 eólicos en Dinamarca). La demanda neta en 2004rondó los 400 TWh (30 por 100 en Noruega, 40 por 100 en Suecia, 20por 100 en Finlandia y 10 por 100 en Dinamarca) y la punta superó los65 GW. Los cuatro sistemas (cinco, si se tiene en cuenta que Dinamarcaestá dividida en dos) están suficientemente interconectados entre ellos, yexisten conexiones no despreciables con Alemania, Polonia y Rusia.


El punto de partida

El origen del mercado nórdico fue la reforma del sistema noruego quearrancó el año 1991. La primera consecuencia llegó un año más tarde, conla segregación de la red y su gestión de la empresa estatal Statkraft paracrear el operador del sistema Statnett. El siguiente año se creó el mercadoorganizado (power exchange) como una empresa independiente. Además delmercado diario, al estilo de su predecesor el Pool inglés, se puso en marchael primer mercado mundial de contratación de energía eléctrica a plazo.Suecia puso en marcha su reforma paralela un par de años más tarde, loque posibilitó la creación de un mercado organizado común, Nord Pool, quetomó como punto de partida la experiencia noruega. Finlandia se unió ala corriente liberalizadora en 1995. Tras el fracaso de los dos mercadosorganizados que se crearon en 1995, en 1998 Finlandia se incorporó alNord Pool. Finalmente, la reforma danesa, a diferencia de las anteriores, sefue produciendo a remolque de la Directiva Europea. Las empresas fue-ron reorganizándose por anticipado para poder participar en el Nord Pool.Finalmente, en 2002 el Nord Pool se reorganizó de nuevo para dar cabidaalícuota en su accionariado a los cinco operadores del sistema.


La estructura del mercado nórdico ha sido siempre el paradigma euro-peo de la atomización. Ciertamente lo era en los primeros tiempos (cuan-do sólo había mercado en Noruega), pero la incorporación del resto de sis-temas eléctricos, caracterizados por organizarse alrededor del incumben-te de carácter público y algunos movimientos de concentración hanemborronado ligeramente esta percepción. En la actualidad Vattenfall

(sueca), Fortum (finlandesa), Statkraft y E.ON Sweden copan cerca del 60 por100 de la cuota del mercado. Recientemente en Dinamarca se ha plante-ado la fusión de las dos empresas. El poder de mercado poco a pococomienza a ser un tema central de la discusión regulatoria3.

El desarrollo del mercado minorista está pasando por un proceso simi-lar. Originalmente, la distribución estaba mayoritariamente organizada

3 Vatenfall ha reconocido públicamente que en ocasiones reduce su producción nucle-ar para subir los precios, pero para «tranquilidad» de todos, aclara que lo ha hecho sin colu-dir con ninguno de sus competidores (ver European Power Daily, junio de 2006).


alrededor de pequeñas compañías municipales, que con la liberalizacióndel sector crearon sus propias comercializadoras para seguir suministran-do a sus clientes. Por tanto, en principio el número de agentes en el mer-cado minorista era muy grande, aunque de facto sólo unas pocas de ellasrealmente competían. En los últimos tiempos, especialmente en Suecia, lastres grandes empresas generadoras, en un intento de reforzar su integra-ción vertical, están incrementando sus cuotas de mercado (más del 70 por100 del mercado sueco).

Diseño del mercado

El mercado mayorista está articulado prácticamente a partes igualesalrededor 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 ofertaflexible (una oferta horaria que el mercado acepta en la hora en la que elprecio sea más alto). Habitualmente se calculan siete precios zonales (tresen Noruega, dos en Dinamarca y uno en Suecia y Finlandia). Al tiempo,se calcula también el precio marginal del sistema que resultaría si no hubie-ra congestiones, que sirve de referencia para los mercados financieros. Nord

Pool ha desarrollado también Elbas, un mercado intradiario continuo quepor el momento no ha logrado un nivel de liquidez adecuado, y Nord Pool

Clearing, una cámara de compensación al servicio no sólo de los contratosfinancieros negociados en Nord Pool sino también de los contratos bilatera-les del mercado OTC. Una de las características más reseñables de Nord

Pool es la firme voluntad de transparencia. Como ejemplo ilustrativo, cabedestacar el compromiso de los generadores de comunicar al mercado cual-quier incidencia antes de realizar transacción alguna (en ocasiones, si estaincidencia se considera relevante, se opta por suspender la cotizacióndurante un tiempo prudencial).

Finalmente, como se comentaba en la introducción, durante elsegundo cuatrimestre de 2002 llovió poco e hizo mucho frío (lo queredujo la aportación del deshielo), provocando que los precios se dispa-rasen, alcanzando un valor tres veces superior a lo habitual. En un paísen el que el consumo per cápita de electricidad es muy importante, losconsumidores sufrieron incrementos en su factura superiores al 50 por100. Esta eventualidad dio pie a no pocas críticas (sospechas de abusode poder de mercado), pero también ilustró la inusitada madurez de


reguladores y consumidores: se discute sobre posibles ajustes que pudie-ran implantarse para mejorar la eficiencia del mercado, pero nadie cues-tiona el modelo.

2.3. Los Países Bajos: ortodoxia regulatoria e influencia de los vecinos

Dentro del conjunto de países que han liberalizado su sector eléctricobajo el impulso de las directivas europeas, Holanda es probablemente elmejor ejemplo de aquéllos que han decido hacerlo de forma entusiasta yque han apostado sin reticencias por el mercado. Aunque en los primerosinstantes del proceso de liberalización la idea de la creación de un grancampeón nacional en el sector eléctrico estaba sobre la mesa, la falta deacuerdo para conseguirlo y la compra de algunas de las compañías gene-radoras por parte de empresas extranjeras colocó muy rápidamente alregulador holandés del lado de la ortodoxia de mercado más estricta. Unsistema basado fundamentalmente en generación térmica cuyos costesestán muy ligados a los mercados internacionales de combustibles y unaelevada una capacidad de interconexión con los vecinos en torno al 20 por100 de la demanda, han sido las condiciones de contorno de este proceso,reduciendo la influencia de las características específicas del país y hacien-do que lo que suceda en este mercado esté muy relacionado con lo quesucede en los países limítrofes.


La energía producida en el mercado holandés es del orden de los 90TWh. Esta energía corresponde mayoritariamente a centrales térmicasconvencionales, que producen más del 90 por 100 de ella, aunque es nece-sario tener en cuenta que cerca del 40 por 100 de las mismas correspon-den a instalaciones de producción conjunta de calor y electricidad el calorse emplea fundamentalmente en calefacción. Las centrales nucleares (entorno al 4 por 100), la energía hidráulica (cerca del 0,1 por 100) y las ener-gías renovables (aproximadamente un 5,5 por 100) se reparten el resto dela producción. Adicionalmente, el país está fuertemente conectado conBélgica y con Alemania, de los que importa alrededor del 25 por 100 desu demanda y exporta aproximadamente un 5 por 100 de ella.


El punto de partida

La Ley eléctrica de 1998, cuyo primer objetivo era implantar la direc-tiva europea de 1996, supone el origen del mercado holandés. No obstan-te, la Ley fue en varios aspectos más allá de lo que la directiva estrictamenteexigía y, en lo que se refiere a la separación vertical de actividades, forzóuna separación completa (y no simplemente contable) del transporte. Deeste modo, se creó TenneT como empresa independiente responsable dela red, y el Estado adquirió la mitad más una de las acciones de la com-pañía. A cambio, el Estado se comprometía a pagar los costes hundidos(stranded costs) de las empresas eléctricas. En aquel momento, existían 23empresas de distribución, mayoritariamente controladas por ayuntamien-tos y autoridades provinciales, y cuatro compañías de generación (EPZ,EPON, UNA y EZH) que gestionaban cerca del 80 por 100 de la capaci-dad instalada (el resto correspondía a generación distribuida en manos deempresas locales). El plan inicial de las autoridades era contar con una granempresa eléctrica que actuase como un campeón nacional y diseñar elmercado dando un papel protagonista a la demanda, de modo que la posi-bilidad de comprar la energía en otra parte crease suficiente presión com-petitiva sobre la gran empresa generadora. Para ello, la Ley establecía lalibertad de instalación para las centrales de generación y la libertad deimportar y exportar para cualquiera de los agentes. Así mismo, permitiódesde el primer momento que los 350 usuarios de mayor tamaño (un ter-cio de la demanda) fuesen libres de elegir a su proveedor eléctrico y esta-bleció un calendario de elegibilidad mucho más ambicioso que el de ladirectiva.


Incluso desde antes de que el mercado empezara a funcionar en agos-to de 1998, ya se veía que los planes de crear una única empresa gene-radora tenían dificultades. Las diferencias entre los cuatro grandes pro-ductores, y fundamentalmente las discrepancias entre los que estabandominados por empresas distribuidoras y los que eran puramente gene-radores, hicieron que la fusión no se consumase y que el mercado comen-zase con cuatro empresas generadoras. En marzo de 1999, la estadouni-dense Reliant presentó una oferta de compra por UNA. En agosto, laalemana E.ON presentó una oferta por EZH. En abril, dos de las com-pañías distribuidoras dueñas de EPZ (PNEM y MEGA) anunciaron su


intención de fusionarse con EDON, a su vez accionista del generadorEPON, y tomar el nombre de Essent. El regulador consideró que estopodría dar lugar a una posición dominante, así que forzó a la empresaresultante de la fusión a desinvertir los activos de EPON, que fueron com-prados por la belga Electrabel. De este modo, un año después de la libe-ralización tres de las cuatro empresas generadoras habían sido vendidasa agentes extranjeros, dos de ellos empresas verticalmente integradas. Elpanorama volvió a modificarse en 2003 cuando Reliant decidió aban-donar el mercado holandés y vender sus activos a la distribuidoraNUON. La operación ha salido adelante después de un largo conflictocon el regulador, que terminó cuando los tribunales desestimaron losargumentos del regulador sobre el incremento del poder de mercado queoriginaría.

Esto muestra un sistema con un nivel de concentración moderado,aunque no grave, que ha permitido al regulador intervenir poco sobreel mercado. Al mismo tiempo, la existencia de una abundante capaci-dad de importación ayuda a despejar algunas dudas sobre la concen-tración del sector. En este sentido, aunque la interconexión con Alema-nia ha causado problemas en algunas circunstancias, se tiene la percep-ción de que ha mejorado la competencia en el sistema. No ocurre lomismo respecto a la interconexión con Bélgica, donde muchos agentesrecelan de que la ampliación de esta línea aumentaría el tamaño deElectrabel en el mercado holandés y supondría una fuente de proble-mas. Además, existe ya una propuesta de trabajo para reforzar la coor-dinación a través de un mecanismo de market coupling entre los mercadosholandés, belga y francés y se está construyendo una conexión encorriente continua con Noruega que permitirá conectar el mercadoholandés con Nord Pool. El Gobierno ha apoyado la construcción de estecable a pesar de que los estudios indicaban que podría no justificarseestrictamente por ahorros de costes de explotación, pero ha impuestocomo condición para que se lleve a cabo que se opere de forma quemaximice la coordinación entre los mercados, en lo que puede inter-pretarse como un intento de mejorar las condiciones de competencia enel mercado.

La relación entre las empresas de distribución y las de generación ysus efectos sobre la competencia han sido también objeto de polémicaen el diseño del sistema. Después de que en 2002 el ministerio endure-ciera la regulación y retrasara indefinidamente la privatización de la dis-tribución, recientemente ha decido reafirmar esta línea y acaba de apro-


barse una Ley que exige la separación completa entre el distribuidor yel comercializador. Esto permite en la práctica privatizar las empresasdistribuidoras sin que ello suponga un problema para la competencia, yde hecho varias empresas extranjeras han manifestado ya su interés porcomprar.

Diseño del mercado

La Ley de 1998 no estableció ninguna medida en concreto para la cre-ación de mercados mayoristas organizados. El mercado organizado APXempezó a funcionar en el verano de 1999, a partir de una iniciativa de laspropias empresas eléctricas y de empresas financieras. Se trata de un mer-cado diario donde se negocia algo menos del 15 por 100 de la energía delsistema, mientras que el resto es negociada mediante transacciones bilate-rales y mercados OTC. En mayo de 2001, el APX fue comprado por eloperador del sistema Tennet. La obligación de vender a través de este mer-cado la mayor parte de la energía importada ha ayudado sin duda al APX,pero las dudas y preocupaciones sobre su falta de liquidez van incremen-tándose año a año, y en estos momentos los agentes están de acuerdo enque es un mercado bastante volátil y muy dependiente de las importacio-nes. Existen dos plataformas donde se negocian contratos estandarizadosde diferentes duraciones, pero sus volúmenes no son grandes (menos del 9por 100 de la demanda en 2004). Una vez que los agentes han realizadosus contratos, deben comunicar su programa de producción al operadordel mercado —pueden realizar cambios hasta con una hora de antela-ción— y el operador coordina un mercado de desvíos donde se corrigenlos posibles desequilibrios.

En lo que respecta al mercado minorista, el mercado ha mantenido uncalendario agresivo de liberalización. A partir de 1998 alrededor de un ter-cio de la demanda podía elegir suministrador. En enero de 2002 se libe-ralizó otro tercio del mercado. Este segmento se mostró muy activo; año ymedio después, más de un 60 por 100 de los consumidores habían cam-biado de proveedor. En julio de 2004 se liberalizaron finalmente los clien-tes domésticos. La tasa de cambio de suministrador ha sido mucho másbaja que para los clientes industriales; sin embargo, sí ha sido muy activoel segmento de la electricidad verde —donde el suministrador se compro-mete a comprar energía proveniente de fuentes renovables—, que alcan-za casi el 40 por 100 de los clientes domésticos.


3. Los que no se lo creen tanto

3.1. ALEMANIA: UN MERCADO «A SU MANERA»

El mercado alemán ha sido siempre «ese gran desconocido». Hastahace relativamente poco, resultaba harto complicado recabar la mínimainformación necesaria para poder realizar un análisis suficientementeponderado del mismo. Quizás esto último, la falta de transparencia, es elaspecto que mejor resume su proceso de reforma. De hecho, hasta hacebien poco, el desarrollo regulatorio ha resultado de la negociación entrelas empresas eléctricas (todavía verticalmente integradas), sin que elGobierno haya hecho otra cosa que tutelar los sucesivos acuerdos (tan sóloen el último año, el Gobierno se ha decidido a intervenir creando la figu-ra del regulador). Valga como cierre de la introducción a este mercado elcrítico análisis del Profesor David Newbery de la Universidad de Cam-bridge: «Alemania es un fascinante ejemplo de las consecuencias del fra-caso en la adecuada separación de actividades y el acceso regulado a losmonopolios naturales del transporte y la distribución, que ha permitidoa sus propietarios recoger beneficios en los segmentos monopólicos mien-tras se ocupan de ajustar sus márgenes en los segmentos competitivos,impidiendo la entrada de nuevos competidores y facilitando fusiones yaumentando la concentración». A esta dura sentencia tan sólo le cabe unamatización: de los análisis del funcionamiento del mercado en los últimostiempos parece colegirse que los márgenes en los segmentos competitivosya son ni mucho menos tan ajustados (la alta concentración, que tieneestas cosas).


El sistema eléctrico alemán es el mayor de la Unión Europea, con unacapacidad instalada de 121 GW y una generación neta en 2005 del ordende 580 TWh (el consumo en Alemania en los últimos años se ha retraídoo crecido muy moderadamente), repartida principalmente entre centralesde carbón (52 por 100), nuclear4 (27 por 100) y gas (10 por 100). La cuotade generación restante se cubre con producción hidráulica y renovable(esta última está creciendo espectacularmente, 17 GW eólicos instalados,

4 El Gobierno alemán se comprometió a cerrar sus centrales nucleares en un plazo deveinte años.


gracias a un sistema de primas muy generoso, al estilo del español). Lapunta en 2005 superó los 77 GW. El sistema está razonablemente inter-conectado con sus países colindantes (la capacidad de interconexión alcan-za los 13 GW), aunque el saldo exportador es prácticamente nulo. Estasinterconexiones, controladas en su gran parte por las propias empresasincumbentes y frecuentemente congestionadas, no parece que suponganun factor competitivo relevante.

El punto de partida

Algunos análisis del mercado alemán califican a su proceso de refor-ma como «regulación ex post», lo que resulta un buen eufemismo para ilus-trar una opción clara por regular sólo cuando no hay más remedio, comoante circunstancias de bloqueo o principalmente tras la persuasión de laUnión Europea, por ejemplo a través de sus Directivas. De hecho, debetomarse a la Directiva Europea de 1996 como el pistoletazo de salida dela reforma del sector eléctrico alemán. Alentado por ésta, en 1998 el par-lamento alemán aprobó la Energiewirtschaftsgesetz (EnWG, Ley de laindustria energética) que estableció las bases de la reforma, reforma quesin duda se distinguió de todas las demás: formalmente (importante el cali-ficativo) el mercado se abrió al 100 por 100 de los consumidores el pri-mer día; se dejó para mejor ocasión la separación clara (legal) entre gene-ración y transporte; se articularon mecanismos de protección al carbón,la cogeneración y las renovables; y se optó por el acceso negociado (noregulado) de terceros a la red (negociado con los incumbentes vertical-mente integrados, nada menos). Los (por entonces) ocho incumbentes,junto con algunos agentes representantes de la gran industria alumbra-ron el Verbändevereinbarung (VV), acuerdo según el cual se fijaban lastarifas 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 dedistribución, gestionado a través de 80 distribuidoras regionales y cerca de800 locales. Ni siquiera a este nivel se puede hablar de una separación deactividades: en la mayoría de ellas, siempre alguna de estas últimas con-trola totalmente o, cuanto menos, disfruta de una minoría cualificada. Asi-mismo, con el fin de proteger a los pequeños consumidores, se creó la figu-ra del comprador único, que permitía agregar las compras de las peque-ñas 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 ale-mán, en un contexto de sobrecapacidad, fue el alto nivel de competencia,que derivó en un recorte de precios muy significativo (el primer año seredujeron un 40 por 100, principalmente para los grandes consumidoresindustriales, con el 50 por 100 de la energía). Tras dos años de precios pró-ximos a los niveles determinados por el coste marginal de producción, lasegunda consecuencia fue un desenfrenado proceso de concentración: delos ocho incumbentes originales se pasó a cuatro, que controlan más del75 por 100 de la cuota de mercado: RWE, Vattenfall, EnBW (EDF) yE.ON (posteriormente fusionada con el primer operador de gas, Rurhgas).

Desde un primer momento, como no podía ser de otra forma en unmercado cuyos agentes se caracterizan por una integración vertical tanacusada, el mercado mayorista se organizó alrededor del mercado bilate-ral OTC. En 2000 su pusieron en marcha dos mercados mayoristas orga-nizados: el European Energy Exchange (EEX), sito en Frankfurt y el Leipzig

Power Exchange (LPX). Tras un par de años caracterizados por la escasaliquidez, en 2002 ambos mercados se fusionaron, dando lugar al nuevoEEX, pero con sede en Leipzig. En su mercado diario se negocian deforma continua productos horarios y por bloques. Al igual que Nord Pool,EEX también ofrece un mercado a plazo y una cámara de compensaciónpara el mercado OTC. No dispone de un mercado de reservas y/o desví-os (balancing market), así que los cuatro operadores de los respectivos siste-mas adquieren estos servicios a través de subastas (las reservas primaria ysecundaria a seis meses, la reserva terciaria diariamente).

Últimas tendencias

Como se comentaba en la introducción, en los últimos tiempos los pre-cios del mercado alemán se han disparado, y como suele pasar en estoscasos, las dudas sobre la ambición competitiva de los agentes dominantesestá siendo puesta en duda. Valga como muestra ilustrativa la investiga-ción abierta por la Comisión Europea sobre un presunto «pacto entrecaballeros» entre RWE y E.ON, cuyo objetivo sería el compromiso mutuode no inmiscuirse en la zona tradicional de suministro del «contrario» (porllamarlo de alguna manera).


Aparte de potenciales prácticas en esta línea y del impacto que el con-trol sobre las interconexiones que los propios incumbentes ostentan (espe-cialmente RWE), el factor clave que ha condicionado el desarrollo del mer-cado minorista ha sido el mecanismo de tarifas negociadas (que no regu-ladas) de acceso a la red. El hecho de que cualquier nuevo entrantedispuesto a competir en este mercado tuviera que negociar estas tarifas deacceso con los propios incumbentes, poco motivados a perder uno sólo desus clientes, ha supuesto una barrera de entrada difícilmente franqueable.Según fuentes de la UE los últimos números así lo demuestran; tan sólo el6 por 100 de los clientes han cambiado de suministrador.

Tras un infructuoso intento en 2002, el pasado año el GFobierno ale-mán puso sobre la mesa una nueva reforma del EnWG, cuya medida prin-cipal es la creación de la figura del regulador, como un nuevo departa-mento del Bundesnetzagentur, organismo dependiente del Ministerio de Eco-nomía que ya era competente en los sectores de telecomunicaciones,correos y ferroviario. Entre sus competencias estará la aprobación de lastarifas de acceso, que se calculan para cada ejercicio (parece que se consi-dera que el método de cálculo emanado del VV II+ es adecuado, si bienlas últimas noticias hablan de una disparidad de hasta el 20 por 100 en lastarifas propuestas por Vatenfall y las aprobadas por el regulador). Al tiem-po, se establece un plazo de dos años desde la implantación del nuevomarco para poner fin a las tarifas reguladas que los 16 Estados federalesdiseñan para los pequeños consumidores.

En cuanto al funcionamiento del mercado mayorista, la liquidez delEEX aumenta poco a poco (el volumen del mercado diario supera el 10por 100, y el mercado a plazo poco a poco arranca, alentado por RWE,muy interesado en inyectar liquidez). Y el mercado OTC, sin duda el máslíquido del continente (tras Nord Pool), se está convirtiendo en el Hub euro-peo. Desarrollado por los propios brokers, ofrece productos especiales (porejemplo, opciones diarias, contratos anuales de fin de semana) que estánteniendo bastante éxito.

3.2. 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 anteriormenteempresa 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, volviendoa comenzar el ciclo. Parece que finalmente se puede decir que en 2004 seestableció el primer marco normativo más o menos completo, lo que per-mite trasladar el debate hacia la posibilidad de que la estructura remanentepermita que el mercado implantado pueda funcionar adecuadamente(ENEL todavía tiene una alta participación estatal y intereses cruzados entodas las actividades, además de una cuota que supera el 50 por 100).


El sistema eléctrico italiano tiene un consumo en 2005 del orden de330 TWh y una capacidad instalada de cerca de 65 GW, repartida prin-cipalmente entre centrales de térmicas de carbón y gas (70 por 100),hidráulica y renovables (15 por 100) e importaciones (15 por 100). En1987, tras un referéndum, Italia renunció a la energía nuclear. En la actua-lidad, el sistema se encuentra inmerso en un profundo proceso de recon-versión de sus centrales de carbón a gas. La punta en 2005 superó los 54GW. La capacidad de interconexión con sus países colindantes ronda los6,5GW (50 por 100 Suiza y 35 por 100 Francia).

Punto de partida

El origen de la reforma del sistema italiano data del año 1999, en elque se publicó el Decreto Ley (la «Ley Bersani») cuyo objetivo era laimplantación de la Directiva Europea 96/92. El diseño inicial del merca-do (Gestore del Mercato Elettrico, GME) era muy similar al español (mercadodiario, intra-diarios y servicios complementarios), si bien el mercado dia-rio era explícitamente quasi-obligatorio (no estaba permitida la contrataciónbilateral excepto en condiciones particulares, sujeta a la aprobación delregulador, la Autorità per l’energia elettrica e il gas). Se estableció asimismo eloperador del sistema (Gestore della Rete di Trensmissione Nazionale, GRTN)mientras que ENEL retenía la propiedad de la red (a través de una socie-dad, TERNA). Se creó la figura del Acquirente Unico, cuya misión es la com-pra del suministro de los consumidores cautivos.

En aquel momento, ENEL generaba el 75 por 100 del total (el restoproviene de pequeñas empresas municipales y autogeneradores, que ven-dían su producción a ENEL a precios regulados). El 50 por 100 de la capa-


cidad de interconexión estaba copada por contratos a largo plazo de ENEL(la francesa a través de un contrato ENEL-EDF hasta 2007). El Decretofijaba la cuota máxima de generación de una empresa en el 50 por 100, yexigía que ENEL se deshiciera antes de 2002 de 15 de sus 55 GW median-te la venta de tres empresas: Interpower (4 por 100 de cuota, que compróEdison, ahora controlada a su vez por EDF5), Elettrogen (7 por 100, quefue adquirida por Endesa Italia) y Eurogen (10 por 100 en la actualidadEdipower, consorcio en el que Edison controla el 40 por 100, por lo queno se puede decir que ahora sean tres). En el reparto de activos corres-pondiente ENEL se deshacía de un tercio de su generación térmica (a loscompradores se les imponía la condición de reconvertirlas) y retenía el 90por 100 de su capacidad hidráulica. Al tiempo aquel año se privatizó el34,5 por 100 de la empresa (en la actualidad el Gobierno ostenta el 30 por100).

Se fijó un calendario para la liberalización del mercado minorista quetambién ha sufrido numerosos retrasos. En 2000 se abrió para el 30 por100 (grandes consumidores) y desde julio de 2004 sólo los domésticos noson elegibles (tendrán que esperar a julio de 2007).

EVOLUCIÓN DEL DISEÑO DEL MERCADO

El mercado obligatorio definido por el Decreto de 1999 encontró unafuerte oposición por parte de los grandes consumidores industriales, porconsiderar que no les permitiría aprovechar su mayor capacidad de nego-ciación, al percibir el mismo precio que el resto, lo que finalmente llevó en2002 a autorizar los contratos bilaterales.

Tras infinitas idas y venidas, desde el año 2004 parece haberse dado unpaso adelante. Por un lado, se ha planteado la fusión de GRTN y TERNA(en principio, la participación de ENEL en la nueva sociedad no podrásuperar el 20 por 100) y se ha implantado el mecanismo de subastas implí-citas para gestionar las interconexiones. Se puso en marcha el IPEX (Ita-

lian 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)

5 Hasta hace poco, el gobierno italiano ha impedido a EDF controlar Edison, apelan-do a la falta de reciprocidad. El acuerdo por el cual ENEL entra en el consorcio que vaconstruir la próxima instalación nuclear en Francia ha desbloqueado la situación.


y la revende a las distribuidoras al precio definido en la tarifa. En el IPEXse calculan precios zonales para remunerar a los generadores, aunque alos consumidores se les carga un único precio ponderado. Lo habitual sontres precios, Sicilia, Cerdeña e Italia continental, aunque muy a menudoesta última se parte, resultando en un precio distinto para el sur.

El centro del actual debate es sin duda el poder de mercado. Comomuestra, un botón: en los primeros meses de funcionamiento del merca-do, hasta que la tarifa se ha empezado a obtener a partir del precio decompra del Acquirente Unico, el precio prácticamente reproducía el que sur-gía de la antigua fórmula de cálculo de la tarifa (indexada entre otras cosasa una cesta de índices de combustibles). ENEL no sólo ostenta una cuotade mercado muy alta, sino que además dispone de los generadores queocupan «la mitad de la tabla» de la orden de mérito, lo que agudiza suposición dominante. La propia Autoriíta, en su informe para la Unión Euro-pea, afirma que «ENEL todavía domina enormemente la generación yhabría evidencias de control oligopolista».

La liquidez del mercado bilateral es exigua. En cuanto al desarrollo delmercado minorista, se observa también una involución. Inicialmente, atra-ídos por los bajos precios, hasta el 70 por 100 de los clientes elegibles adqui-ría su energía en el mercado liberalizado. El acusado incremento de losprecios ha revertido la situación.

3.3. FRANCIA: EL «MERCADO» (DEL) ÚNICO

Si se comenzó con los mercados del Reino Unido y de los países nór-dicos máximos exponentes del «espíritu pionero», el último de los merca-dos de la ya «antigua» Europa de los quince que aquí se introducirá, elfrancés, ha representado en todo momento el paradigma de lo contrario.Si en aquellos la prioridad ha sido adoptar las medidas consideradasimprescindibles para dar con un mercado lo más «perfecto» posible, lareforma francesa ha puesto el foco en primer lugar en el mantenimientode la estructura previa, propia de un sistema de servicio público. Las suce-sivas reformas han ido llegando «a golpe de Directiva», sin dar un pasomás largo que otro. Tras unos inicios en los que fue objeto de toda suertede críticas y acusaciones de «arrastrar los pies», Francia observa compla-cida cómo la evolución de las reformas a nivel europeo parece reafirmar-le en su apuesta original de preservación del «campeón nacional» por exce-lencia.



El sistema eléctrico francés es el segundo mayor de la Unión Europea,con una capacidad instalada de 116 GW y una generación neta en 2005de 550 TWh, de los que el 78 por 100 fue generado a partir de las cercade sesenta centrales nucleares construidas en el decenio de 1970 (el restose repartió de forma alícuota entre producción hidráulica y térmica). Lageneración renovable supone algo menos del 1 por 100 del total, si bien elobjetivo planteado por el Gobierno es alcanzar los 10 GW en 2010. Elprograma nuclear colocó al sistema francés en una situación de fuertesobrecapacidad que persiste en la actualidad, lo que le ha convertido en elmayor exportador del continente. Este destacado papel exportador seapoya en su privilegiada situación geográfica, con fuertes interconexionescon sus seis 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 de2000 que traspone la Directiva Europea de 1996 (con un año de retrasocon respecto al calendario previamente definido en esta última). La normaestableció 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 ysupervisado por la CRE y responsable de la garantía de suministro, elacceso a la red, los servicios complementarios y la compensación de pér-didas) y la apertura gradual del mercado minorista (hasta la apertura totalen julio de 2007, el 10 por 100 de los consumidores, esto es, dos terciosde la energía).

La lenta evolución hacia un escenario «competitivo»

Desde entonces, no puede decirse que la estructura del mercado degeneración haya cambiado significativamente. La gran capacidad de inter-conexión con los países vecinos ha sido el argumento esgrimido para jus-tificar 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 conmás de 120.000 empleados); su cuota de producción en el sistema francéssupera el 90 por 100, lo que explica por sí misma la tremenda particulari-dad del «mercado» francés. Los competidores locales de EDF más rele-vantes son CNR y SHEM (hidráulica, controlada por Electrabel) que«copa» algo más del 3 por 100 de la cuota de generación y SNET (carbón,controlada por Endesa), cuya cuota supera el 1 por 100, si bien cerca del60 por 100 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 delas subastas de energía (Virtual Power Plants, en inglés, 6 GW hasta el fin de2006, si bien el Gobierno francés ha anunciado que por el momento seseguirán haciendo más allá) impuestas por las autoridades de competen-cia de la UE para permitir la toma de control por EDF de la alemanaENBW. Se definieron tres formatos de venta de esta energía: contratos debase, punta y bloques de base en el periodo invernal, de duraciones varia-das (desde tres meses a tres años).

La liquidez aportada por estas subastas constituyó el factor clave parael adecuado desarrollo del mercado mayorista organizado, Powernext, quenació a finales del año 2001, constituido en origen por un mercado diarioen el que se casan ofertas de carácter físico en bloques horarios y de cua-tro horas (recientemente ha desarrollado un mercado a plazo en el que senegocian contratos de base y punta a un mes, tres meses y un año). El volu-men negociado por alrededor de 50 agentes en este mercado diario supo-ne alrededor del 1 por 100 de la energía total generada en el sistema fran-cés (adicionalmente, el mercado de contratación bilateral negocia cerca de10 por 100).

El desarrollo del mercado minorista ha sido bastante escaso. En los pri-meros años, en los que sólo los grandes consumidores podían optar porabandonar la tarifa, el que el precio del mercado fuera significativamenteinferior que el de la tarifa regulada (alrededor de un 30 por 100) animó elpaso de no pocos de ellos al mercado liberalizado. Sin embargo, desdeentonces, la subida progresiva del precio del mercado ha frenado esta ten-dencia. A finales del año 2005, de los 4,5 millones de puntos de consumoelegibles, menos del 10 por 100 había optado por abandonar la tarifa. Deestos, un tercio de ellos había decidido contratar su consumo con un

6 En noviembre de 2005 el Gobierno francés privatizó con gran éxito el 15 por 100, sibien ha anunciado que no privatizará más del 30 por 100 en ningún caso, al menos en elmedio plazo.


comercializador distinto de EDF (denominados «comercializadores alter-nativos», de entre los que destacan Poweo, vinculado a la eléctrica aus-triaca Verbund y Direct Energie, cuyos proveedores son la suiza EGL y lafilial 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 califi-cativos negativos), no se puede negar que las reformas en el sistema eléc-trico francés han estado orientadas a la apertura del mercado. Las últimasnoticias que llegan acerca de la intención del Gobierno francés de excluirdel mercado al recién constituido consorcio de clientes «electro-intensivosdeslocalizables», haciendo posible que accedan a contratos a 15 ó 20 añosa unos niveles de precio distintos de los determinados por el mercado, juntocon las demandas de los medianos consumidores de disfrutar también decontratos de esta naturaleza, parecen ilustrar que el ritmo de estas refor-mas 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), proponeun enfoque gradual para el establecimiento del MIE, que pasa por una pri-mera fase de consolidación regional7. Los Estados miembros recientementeincorporados y otros en un proceso de posible incorporación a la UE seintegran en tres de estos bloques, que se comentan colectivamente a con-tinuación. Participan también en estos bloques algunos países de UE-15,y hay varios solapes entre ellos mismos, a causa de su situación geográfi-ca, de las interconexiones existentes y de las relaciones comerciales en vigor.

Tras los cambios políticos y estructurales que tuvieron lugar a princi-pio del decenio de 1990 en la mayoría de los diez países que han entradorecientemente en la UE, la demanda se redujo drásticamente, aunquecomenzó a subir a partir de 1996. En promedio, durante el periodo com-pleto desde 1990 a 2001, la demanda total de estos diez países disminuyóun 2,1 por 100 anual, a pesar de la subida en el PIB y la producción indus-trial desde 1993, indicando, por tanto, una mejora del ahorro y de la efi-ciencia energética. Los consumidores de estos diez países, y de los demás

7 Se definen los siguientes mercados regionales: Países nórdicos, Gran Bretaña másIrlanda, Europa Occidental, península Ibérica, Italia, Europa Oriental, sureste europeo ylos países bálticos.


países contemplados en este apartado pero no de la UE, típicamente sehan beneficiado de tarifas subsidiadas de electricidad, que no reflejabanlos precios reales de los combustibles, que en el caso del gas y el petróleoeran frecuentemente importados de la Unión Soviética a precios muy favo-rables8. La situación está cambiando rápidamente en los últimos años, conlas tarifas convergiendo rápidamente a los valores correctos. Sin duda elmotor principal del drástico cambio regulatorio en el sector eléctrico deestos países ha sido el incentivo para cumplir con los requisitos de accesoa la UE.

4.1. EUROPA ORIENTAL

Este grupo de países comprende Polonia (demanda anual de 131 TWhen 2004), las Repúblicas Checa (62 TWh) y de Eslovaquia (26 TWh),Hungría (38 TWh) y Eslovenia (12 TWh). Hay varios operadores de mer-cado 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 sehan realizado ya importantes progresos en cada una de ellas, existenimportantes barreras para su integración en un mercado regional verda-deramente competitivo.

Un reciente estudio del Regional Center for Energy Policy Research de la Uni-versidad Corvinus de Budapest ha identificado las principales barreras queimpiden una eficaz coordinación entre los países de la región para cons-truir un mercado eléctrico regional. La conclusión principal es que un enfo-que exclusivamente centrado en cada mercado nacional individual, sin unaperspectiva más amplia, acaba por limitar el desarrollo tanto de los mer-cados nacionales como del regional. Se trata de conclusiones asimismo váli-das en buena parte para la generalidad del MIE.

Una primera barrera es la insuficiente capacidad de interconexión entrelos países de la región, así como los deficientes mecanismos para su asig-nación a los agentes. El principal problema identificado es la asignación apriori de gran parte de esta capacidad de transporte a contratos de largoplazo previamente existentes, y que no fueron adquiridos con procedi-

8 Es de destacar la fuerte dependencia del carbón como combustible de los diez nue-vos entrantes: 68 por 100 frente a 24 por 100 en UE-15.


mientos transparentes de mercado. Así, los contratos de venta de energíatipo PPA (Power Purchase Agreements), por ejemplo, constituyen cerca del 40por 100 de la energía comercializada en Polonia.

Aunque sobre el papel la normativa para la asignación de la capacidadde interconexión parece ser básicamente correcta, en la práctica la asig-nación parece realizarse de forma opaca y discriminatoria a favor de loscontratos PPA previos, aunque esto esté en desacuerdo con la normativavigente de la UE. La escasez de capacidad efectiva de interconexión inhi-be las operaciones de las entidades comercializadoras y de los agentesexternos. Y no coopera en mitigar el significativo poder de mercado exis-tente en cada uno de los mercados nacionales por la empresa que ha sidoincumbente durante la regulación anterior. Es motivo de preocupación queen algunos países no se ha conseguido diseñar un marco regulatorio queincentive a los operadores del sistema a invertir en el refuerzo de las inter-conexiones, a pesar de la necesidad de contar con estas inversiones.

La segunda barrera es la falta de coordinación y armonización entrelas normativas de los mercados en los distintos países. Las áreas donde lanecesidad de armonización es más evidente incluyen: las diferencias en lasreglas concretas de los mercados (por ejemplo, horas de cierre, condicio-nes para cerrar un contrato, diferencias en los mercados de regulación),que impiden o dificultan la realización de transacciones; diferente dispo-nibilidad de información, por ejemplo sobre la capacidad disponible de lasinterconexiones; la obligación de disponer de delegaciones con presenciafísica en cada país; las distintas responsabilidades de cada regulador y laausencia de una autoridad con jurisdicción conjunta sobre la región.

Finalmente, la tercera barrera es la falta de un verdadero interés y moti-vación, apoyado en disposiciones legales concretas, por parte de las insti-tuciones políticas y regulatorias de los países por crear un mercado decarácter regional. Reguladores y gobiernos actúan fundamentalmente enpro de los intereses nacionales, dejando en un segundo plano los interesesregionales, muy especialmente si pudiese haber algún conflicto de interésentre ambos. En general, el único objetivo concreto de las institucionesnacionales es trasponer las directivas, sin intención aparente de llegar máslejos. Sí parece existir un razonable nivel de consenso en la convenienciade que exista en forma real o virtual, un operador del sistema de ámbitoregional. Así, en 2004 se puso en marcha un proyecto regional de coordi-nación en la gestión de las restricciones de transporte, involucrando ini-cialmente, pues se acaba de acordar una ampliación seis fronteras con con-gestiones y cinco operadores del sistema.


4.2. SURESTE EUROPEO

Al igual que ocurrió con el Foro de Florencia, se está intentando que elForo de Atenas consiga lanzar un mercado eléctrico para el Sureste euro-peo. 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 tran-sitoriamente por las Naciones Unidas) (40 TWh), siendo los países limítro-fes de la UE que deben también considerarse: Austria, Eslovenia, Grecia,Hungría e Italia. Hay un inevitable solape de algunos países con el bloqueanterior. Los países con operadores de mercado son únicamente Austria,Eslovenia, Grecia, Italia y Rumania. Estos operadores gestionan funda-mentalmente mercados diarios, aunque ofrecen también otros productos.

Algunos de estos países son claramente exportadores, Bulgaria espe-cialmente, pero también Rumania y Bosnia y Herzegovina. Importadoresnetos son Albania, Macedonia, Montenegro y Croacia, así como Grecia eItalia entre los países de la UE. Tanto Austria como Serbia importan yexportan bastante, con un saldo equilibrado. Las transacciones transfron-terizas entre los países de este bloque que no pertenecen a la UE fueron de46 TWh (sobre una producción total cercana a los 170 TWh) en 2004.Este volumen es apreciable, pero está motivado fundamentalmente por losdesequilibrios de producción y demanda en los países, sin que funcionenadecuadamente los mecanismos de mercado ni tiendan a equilibrarse losprecios. Curiosamente la mayor parte de estas transacciones (cerca del 80por 100) han sido realizadas por empresas comercializadoras (traders) singeneración propia, que actúan como intermediarios y que se han especia-lizado en desenvolverse bien con la complicación de los procedimientos yla falta de liquidez de los mercados, para aprovechar el amplio margen dearbitraje que existe entre los precios de la energía en los distintos países. Esde suponer que, una vez que se adopten reglas de mercado con un mínimonivel de armonización, el potencial para realizar arbitrajes se reducirá y elpapel de las comercializadoras con generación propia será predominante.

Solamente Rumania y, en parte, Bulgaria han dividido las empresas deproducción para conseguir un nivel aceptable de competencia. De momen-to parece improbable un mayor fraccionamiento de las empresas de gene-ración. Por el contrario, se habla de que en Bulgaria pueda volver a rein-tegrarse toda la generación bajo control público de nuevo en una solaempresa. Tampoco se ha conseguido desarrollar adecuadamente la fun-ción de comercializador, como una opción libre de suministro para los con-


sumidores finales, excepto en Rumania. La mayor parte de estos paísesmantienen la integración vertical de las empresas de generación y distri-bución o bien han adoptado la figura de un comprador único al que debenadquirir la energía todas las distribuidoras para el consumo bajo tarifaregulada. Durante los últimos cinco años en Rumania se han aplicado con-tratos regulados, entre generadores y distribuidores, con un volumen decre-ciente, de forma que los distribuidores tengan que adquirir progresiva-mente una parte mayor de su energía en el mercado libre.

En resumen, en el ámbito nacional, solamente Rumania ha implanta-do una estructura y un diseño con posibilidades de conseguir un mercadomayorista competitivo y con liquidez. Sin embargo, también Croacia y Bul-garia, además de todos los países de la UE, disponen de una normativaorientada al mercado, y el resto de los países está en el proceso de desarro-llo de una regulación compatible con la de la UE, aunque de momento conuna total falta de armonización. De aquí nace el interés y la oportunidadde conseguir que pueda funcionar un mercado regional y que se establez-can unas bases mínimas de coordinación. A este efecto se firmó el Tratadode Atenas entre la UE y los países que no pertenecen a la Unión para lacreación de una Comunidad de Energía en el Sureste de Europa, en el quese adopta como norma básica la Directiva de 2003 y su Regulación.

El operador de mercado que actualmente está en mejor posición paraconvertirse en el referente de la región es OPCOM, que gestiona el 6 por100 del mercado mayorista en Rumania. De momento no existe en la regiónningún mercado OTC ni de productos estándares y las transacciones exis-tentes son muy básicas, típicamente bandas planas de energía. En el futuroes de esperar que el mercado regional funcione a partir de transacciones bila-terales directamente entre los agentes y tal vez el desarrollo de productosOTC estándares, junto con algún mercado de corto plazo –de regulación obalancing con suficiente liquidez para dar una señal de precio de referencia.Un requisito indispensable es la plena utilización de la capacidad de inter-conexión existente. A este respecto es interesante el trabajo que están reali-zando conjuntamente los operadores del sistema para implantar un esque-ma de gestión coordinada de restricciones de transporte en la región.

4.3. LOS PAÍSES BÁLTICOS

Los tres países bálticos: Estonia (demanda de 7 TWh; producción casiexclusivamente a partir de pizarras bituminosas), Letonia (6 TWh; hidráu-


lica e importaciones) y Lituania (10 TWh; 70 por 100 nuclear y el restofuel oil, gas, oremulsión y una central grande de bombeo), no están inter-conectados al resto de la red de UE-25, pero sí entre sí y al sistema eléc-trico ruso y bielorruso, con una capacidad de transporte que de momen-to es suficiente, pues estos tres sistemas se diseñaron como parte del siste-ma interconectado de la Unión Soviética. El futuro abastecimiento dematerias primas para la generación de electricidad no está claro, pues estáprevisto el cierre de la producción nuclear en Lituania para 2010, así comolas obsoletas centrales fósiles de Estonia para 2016, lo que aumentaría drás-ticamente la dependencia del gas ruso.

En Lituania la Ley eléctrica de 2002 condujo a la completa reestruc-turación del sector, creándose una compañía de transporte, dos de distri-bución y varias de generación a partir de la anterior empresa nacional ver-ticalmente integrada. Todos los consumidores no domésticos son elegibles.En Letonia se creó en 2005 un operador del sistema de transporte inde-pendiente y se estableció la normativa para el funcionamiento de un mer-cado mayorista tipo pool y se permite que hasta el 44 por 100 de su deman-da (1 GWh o más) pueda elegir suministrador, aunque la concentraciónen la actividad de producción es casi absoluta. A Estonia se le ha permiti-do una prórroga en la transposición de la segunda directiva, con lo que laplena apertura del mercado se ha pospuesto al 2013, aunque ya ha crea-do un operador independiente del sistema de transporte.

A pesar de estas reformas de ámbito nacional para cumplir con la nor-mativa de la UE, es claro que un mercado verdaderamente competitivosolamente será posible desde una perspectiva regional del conjunto de lostres países, e incluso sería recomendable que se acompasase la introduc-ción de competencia con su capacidad de interconexión con el resto depaíses del MIE. Ya hay una interconexión con Finlandia prevista para fina-les de 2006. Con el fin de desarrollar un mercado eléctrico báltico, los tresgobiernos firmaron una Resolución en 2001, y también las tres comisio-nes reguladoras de energía en 2002, estableciendo los principios básicosde diseño de este mercado. Ya funciona un centro de operación coordina-da de los tres sistemas eléctricos. Sin embargo, existen todavía algunasbarreras legales, debido a la falta de armonización regulatoria, y a la nece-sidad de coordinar y compaginar el mercado regional con el fuerte régi-men de importaciones de energía de Rusia de cada país. Además, podríaser necesario prescindir de las importaciones de electricidad desde Rusia,ya que existen todavía serias dificultades para la conexión síncrona del sis-tema 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 esti-lo de juego que la selección nacional habría finalmente decidido adop-tar. Cabe igualmente preguntarse qué modelo de mercado eléctrico vaa acabar siendo el ibérico, que ya no el español, pues la geografía y lapertinaz escasez de interconexiones con el resto de Europa conducennecesariamente a un tratamiento conjunto de los sistemas español y por-tugués.

Cuando se escribe este capítulo, en junio de 2006, el mercado eléctri-co ibérico es posiblemente el de futuro más incierto entre los europeos. Estáinmerso en una verdadera crisis de identidad. Por un lado, la Ley del sec-tor eléctrico establece claramente un modelo ortodoxo abierto a la com-petencia, con un mercado mayorista que viene funcionando desde 1998 ycon todos los consumidores con capacidad de elegir suministrador. Pero,por otro lado, desde hace algunos años el Gobierno fija anualmente lastarifas, a las que todos los consumidores pueden optar, en valores clara-mente inferiores a los que corresponderían con los precios previstos delmercado de energía, lo que destruye el mercado minorista. Posiblemente,el Gobierno hace bien en desconfiar de los precios de un mercado tan con-centrado, pero entonces tendría que arbitrar medidas para mitigar el poderde mercado de las empresas dominantes, o bien modificar la Ley y volvera un enfoque regulatorio más tradicional. En vez de adoptar medidastajantes que marquen con claridad el camino a seguir, se aplican medidasad hoc para atajar el déficit tarifario o para evitar que la tarifa refleje la fuer-te subida de los precios. Estas medidas impiden el funcionamiento eficientey seguro de los mercados y complican la salida del actual atolladero regu-latorio. Por otro lado, las OPA de Gas Natural y de E.ON sobre Endesahan puesto sobre el tapete la problemática de los campeones nacionales,de la asimetría regulatoria con otros países europeos y del papel a desem-peñar por la UE en garantizar los aspectos fundamentales de una estrate-gia energética.

Una década después de la creación de la Comisión del Sistema Eléc-trico Nacional, y del comienzo de las reformas que abrieron el sector eléc-

9 No se considera oportuno extenderse aquí en la descripción del mercado eléctricoespañol, pues a ello se dedican específicamente otros capítulos de este libro.

10 Santiago SEGUROLA en El País, 6 de junio de 2006.


trico español a la competencia, se vuelven a plantear las grandes pregun-tas a las que nunca se dio cumplida respuesta: ¿Competencia de verdad?¿Hasta dónde ha de llegar la confianza en Europa?

8. Los mercados eléctricos en Europa

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