MERCADO EUROPEO DE LA ELECTRICIDAD: LIBERALIZACIÓN E INTEGRACIÓN "VERSUS" CONCENTRACIÓN Y DOMINANCIA
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MERCADO EUROPEO DE LA ELECTRICIDAD:
LIBERALIZACIÓN E INTEGRACIÓN “VERSUS”
CONCENTRACIÓN Y DOMINANCIA
(II seminario Mercados de Electricidade e Gas Natural, Ed: FEP, ISBN:978-972-95396-4-0)
Maria Isabel Rebelo Teixeira Soares (isoares@fep.up.pt), CETE – Research Centre in Industrial, Labour
and Managerial Economics, Universidade do Porto, Departamento de Economia, Rua Roberto Frias,
4200-464, Porto – Portugal
Andrés Faiña (fai@udc.es), Universidad de la Coruña, Depto. Análisis Económico, Campus
Elviña, s/n, 15171 A Coruña – Spain
José López Rodríguez (jolopez@udc.es). Universidad de la Coruña, Depto. Análisis
Económico, Campus Elviña, s/n, 15171 A Coruña – Spain
ABSTRACT
Este trabajo se ocupa principalmente de las cuestiones sobre el poder de mercado y la
información en el proceso de creación del Mercado Europeo de la Electricidad. Los
principales indicadores concernientes a aspectos críticos como las cuotas de mercado,
las restricciones de interconexión y el poder de mercado se analizan en un contexto de
amenaza de entrada creíble por parte de grupos competitivos en un marco de oligopolio,
lo que consideramos como un mecanismo fundamental para una liberalización efectiva.
Se presenta un juego regulatorio entre el grupo clave de compañías eléctricas, los
clientes y la autoridad regulatoria, analizando los aspectos estratégicos bajo un proceso
de adecuación de las tarifas eléctricas a los costes. El desarrollo del juego permite
afirmar que un compromiso efectivo de libre entrada es el mecanismo necesario para
afrontar la ventaja estratégica de las empresas ya establecidas por la asimetría de
información sobre sus costes totales. Resulta que la apertura del sector a los potenciales
competidores y la libertad de entrada son un factor clave para la credibilidad de la
liberalización y la efectividad de una regulación flexible. La experiencia pionera
Británica y la transición del Pool a la NETA son considerados y (re)analizados de
acuerdo con la encuesta mas reciente sobre aspectos críticos del mercado eléctrico. En
este contexto nuestro trabajo amplia la información del juego para mostrar que el poder
de mercado no está solamente conectado con la concentración de activos sino también
con una combinación del poder de mercado local y el poder de mercado horizontal en el
proceso de fijación de precios.
1. INTRODUCCION.
Desde la primera Directiva sobre la Liberalización en el Sector Eléctrico (96/92/EC) se
ha desarrollado un proceso complejo de reestructuración y desregulación del mercado
eléctrico. En la actualidad, la apertura de mercado está ligeramente por encima del 90
%. Las Directivas CE han supuesto un acercamiento exitoso, centrado en la
liberalización de mercado.
1No obstante, los bajos niveles de costes de cambio y las enormes pérdidas sufridas por
los nuevos entrantes – como consecuencia, abandono del mercado - parece indicar una
situación de apertura legal más que una apertura real. Excepto el Reino Unido y países
del Pool del Norte, esto puede conllevar a un importante reparto del mercado(s) de
electricidad europea (y el gas natural).
Se pueden identificar graves deficiencias en la estructura competitiva actual del
mercado. Estas deficiencias o carencias están relacionados con: la dificultad para
separar actividades de generación y distribución (unbundling problem), estructuras de
mercado muy concentradas, conexiones de red insuficientes y diferencias significativas
entre los costes de red y precios al por mayor.
Las distorsiones del mercado del gas natural siguen siendo cruciales, al ser el gas el
principal combustible para la generación de electricidad. Su estructura de mercado no
competitiva y la deficiente regulación para la transmisión y almacenaje afectan a ambos
mercados.
El problema de la concentración parece crónico. Además, tanto la Comisión Europea
como los reguladores nacionales afrontan dificultades crecientes para controlar fusiones
tanto en cada uno de los mercados, como entre empresas con actividades en tales
mercados, lo que es particularmente problemático para una competencia justa. La ayuda
estatal a “Los Campeones Nacionales” es todavía un problema en la medida en que esto
puede ayudar a la concentración. El sector de electricidad debe afrontar un período de
grandes inversiones, de modo que los recursos estatales pueden tener importantes
efectos de obstaculización de la competencia (Lowe, 2006).
El presente trabajo está organizado de la siguiente manera:
• La Sección 2, parte de la reforma del sistema británico y del Pool NETA: se
discuten los motivos detrás de la reforma y las consiguientes reacciones del
mercado.
• La Sección 3 trata de la nueva clase de restricciones a la liberalización y la
integración.
• La Sección 4 propone un juego de regulación entre un grupo clave de eléctricas,
el regulador y los clientes. Nuestro principal objetivo es analizar la entrada
creíble como un factor clave para un proceso exitoso de liberalización
• La Sección 5, muestra las principales conclusiones y comentarios finales,
derivados de un esquema de regulación flexible y la creación de una Comisión
Reguladora de la Energía a nivel europeo. Ambos aparecen como condiciones
indispensables para garantizar la credibilidad de la libertad de entrada al
mercado, como un instrumento para hacer una correcta selección de fusiones y
adquisiciones y también de los posibles efectos de participaciones de propiedad
cruzada de empresas integradas verticalmente.
22. ESTRUCTURA Y DISEÑO DEL MERCADO: EL CASO
BRITÁNICO
La experiencia británica pionera y la substitución del sistema Pool, creados en 1990 por
los NETA (New Electricity Trading Arrangements) en 2001, ofrecen algunas lecciones
importantes (Newbery, 2005) sobre la Economía de la Energía y la Regulación
Económica. Merece la pena que sean re(analizados):
Lección nº1: La separación de propiedad entre la transmisión y la generación sigue
siendo crucial para lograr reducciones de coste en contraste con la integración vertical.
Lección nº2: Como se puede visualizar el poder de mercado y como el regulador puede
tratar con esta clase de problemas. De hecho, aunque dos empresas fijadoras de precios
(price-maker) mantuvieran precios inferiores a lo que se podría esperar según su
importancia en el mercado, tenían y realmente ejercían poder de mercado mediante
contratos de suministro. Siguieron así aumentando su margen de precio/costo siempre.
El techo de precios sobre el precio medio al por mayor impuesto en 1994 no era
suficiente para controlar el poder de mercado. Su reducción solamente se logró en 1996
mediante una desinversión de 6000 MW a una tercera empresa. Sin embargo, al final, el
regulador no fue capaz de reducir el margen de precio/costo. ¡Los generadores
cambiaron su poder horizontal de mercado por la integración vertical en el suministro!
A lo largo del proceso de transición británico, había expectativas -no compartidas por
compradores extranjeros- de que la alta concentración y los altos precios podrían
conducir a excesivas entradas de mercado, que acabarían con el alto precio de
equilibrio. Al mismo tiempo, el final de los pagos por capacidad introdujo también una
incertidumbre significativa. Ambas expectativas e incertidumbre contribuyeron a la
adquisición de clientes domésticos reticentes y a la venta de los generadores de mayor
riesgo rebajando la concentración anterior de la estructura de la industria. Esto explicó
la incapacidad de los generadores para mantener altos márgenes de precio/coste. Hacia
el final del 2000 - justo antes de que los NETA comenzara en marzo de 2001 - los
precios comenzaron a caer. Entonces:
Lección nº3: El poder de mercado y los altos precios son el resultado de la estructura de
mercado y no del diseño del mercado, aunque un diseño débil de mercado pueda
amplificar el poder de mercado existente (Newbery, 2005).
Finalmente, la experiencia británica nos ayuda a entender mejor una cuarta pregunta:
¿Puede el diseño de mercado solucionar los problemas de la estructura de mercado? La
evidencia empírica demuestra que con un diseño de mercado inestable (el Pool) la
estructura de mercado se hace decisiva. La restricción de competencia tuvo un efecto
significativo sobre los precios al por mayor, mientras que el cambio del Pool por los
NETA no los tuvieron (Evans y Verde, 2005).
3. LIBERALIZACIÓN: HACIA NUEVOS RETOS
3La investigación más reciente del Sector Energético (CE, 2006), identificó serías
carencias en la estructura competitiva actual del mercado de electricidad:
• Conflictos de interés estructurales: un conflicto de interés sistemático causado
por la insuficiente separación de las actividades en las redes entre las áreas
competitivas y en monopolio natural del sector.
• Un vacío regulatorio persistente, en particular en los asuntos transfronterizos
• Carencia de liquidez en los mercados al por mayor.
• Carencia de transparencia en la mayoría de las operaciones de mercado.
En los siguientes gráficos se muestran evidencias empíricas sobre estos problemas.
Figura 1 – Integracion Vertical en los estados miembros
Fuente: EC (2006)
La integración vertical entre la generación y la venta al por menor difieren mucho
dentro de la Unión Europea. Hay algunas situaciones interesantes que merecen una
atención particular. Países Bajos, Alemania y Reino Unido tienen posiciones que
necesitan ser compensadas por el comercio, que representan aproximadamente el 25-40
% del mercado. Este es también el caso de Francia y Bélgica, aunque su volumen
representa un porcentaje mucho menor en sus mercados. El caso portugués resulta
distorsionado por la existencia de un único comprador en el mercado al por mayor. Para
otros Estados Miembros, como Polonia, Hungría y Eslovaquia la situación difiere: los
generadores no venden a clientes finales. En el caso Polaco, esto es debido a la política
anterior del Gobierno de no permitir la integración vertical.
4Aunque haya unas pocas empresas con posiciones largas - producen más electricidad de
la requerida para suministrar a los minoristas- lo que conduce a una alta concentración,
esto puede afrontarse con esquemas más sofisticados, a saber, por acuerdos de compra
de potencia a largo plazo (el PPA'S) o por las subastas de electricidad, como en el caso
francés. Ambos esquemas alivian los efectos de la concentración (Véase Figuras 2 y 3).
La Figura 2 presenta los índices de generación de venta al público que, siguiendo la
metodología de la Comisión, no llamamos Índice de Herfindahl-Hirschman - aunque la
fórmula matemático sea la misma .Esto se explica por el hecho de que, en el sector de
electricidad, el poder de mercado puede existir para niveles inferiores de concentración
que en otras industrias, debido a sus características económicas y técnicas: una pequeña
empresa, por ejemplo, a causa de las restricciones técnicas puede tener más poder de
mercado que las más grandes durante ciertos períodos del día.
La tabla 2 muestra índices de concentración que pueden tomar valores de 0 a 10000,
donde este último valor quiere decir que todas las observaciones son atribuidas a una
sola fuente.
Figure 2 – Concentración.
Fuente: EC (2006)
La figura 2 muestra índices calculados sobre las posiciones - largas y cortas de los
agentes del mercado. Es interesante destacar por el lado de la demanda y de las
5posiciones largas de suministro, el nivel de concentración alcanzado en Bélgica o
Eslovaquia. En lo que respecta a las posiciones cortas de demanda, Portugal, Países
Bajos y República Checa son ejemplos relativamente sorprendentes.
Los contratos a largo plazo, PPA'S, se consideran una de las causas principales de los
bajos volúmenes de electricidad comercializados en los mercados al por mayor. Esta es
la razón por la qué la Comisión Europea quiere que desaparezcan. El problema no es
solamente su existencia, sino también su naturaleza: se trata de contratos a largo plazo
entre generadores y clientes en el mismo Estado miembro. Esto reduce la cantidad de
posiciones largas y cortas abiertas que necesitan cerrarse comercialmente por el
mercado al por mayor. Los contratos a largo plazo de importación pueden mitigar los
efectos de contratos interiores en la medida en que éstos aumentan la cantidad de
electricidad disponible para su comercialización. Los contratos a largo plazo de
exportación tienen el efecto contrario (Figura 3).
6Figura 3 – Impacto de los PPA’s.
Fuente: EC (2006)
En el caso portugués, REN - Rede Eléctrica Nacional- es el único comprador al por
mayor, adquiriendo la electricidad principalmente mediante contratos a largo plazo
(PPAs) a largo plazo con empresas generadoras del interior. Esta energía es vendida a
clientes conectados a la red de distribución del grupo EDP, el grupo de holding
dominante. En Francia, los PPAs son esencialmente contratos de exportación,
aumentando así el impacto de los contratos domésticos.
Como la integración vertical de generación y venta al por menor reduce los incentivos
para comerciar en los mercados al por mayor, la integración vertical genera un problema
clave a resolver. La escasa liquidez de los mercados al por mayor es una barrera a la
entrada debido a la alta volatilidad de precios.
La integración vertical de suministro y transmisión (o suministro y distribución) es
también una barrera fuerte a la liberalización. Reduce los incentivos económicos del
operador de la red para facilitar el Acceso de Terceras partes (TPA) a la misma y al
mismo tiempo poseer incentivos para su gestión y ampliación. Mientras tanto, la
situación real en lo que concierne a redes de transmisión da lugar también a otras
cuestiones. Es difícil confirmar la validez de reclamaciones de congestión o de gastos
para reforzar la red. De todos modos, la información disponible y estimada sobre la
congestión origina serias preocupaciones (Figura 4).
7Figure 4– Congestion.
Fuente: EC (2006)
La liberalización de mercado cambió profundamente el modelo tradicional de
generación y comercio. Los agentes con vocación de entrar en otros mercados se
hicieron activos en el comercio transfronterizo. Un mercado de electricidad totalmente
integrado necesita un aumento sustancial de capacidad de interconexión. El negocio a
través de las fronteras significará realizar actividades de arbitraje: comprar barato (en
regiones de precios bajos) y vender en regiones con precios altos. Pero esto también
significa riesgo de congestión.
Las diferencias de precios entre países europeos son la causa principal de esta situación.
Pero hay también otros motivos: problemas de eficiencia en la capacidad de transmisión
transfronteriza, y cuestiones naturales y técnicas.
Las recientes subidas de precios de la electricidad pueden explicarse en parte por la
subida de precios de gas en plantas marginales. Sin embargo, los precios de carbón
permanecieron estables lo que actuó de forma contraria. Mientras tanto, los analistas
aún no están de acuerdo de hasta que punto el valor de concesiones de CO2 es cargado
en los precios de la electricidad. Hay temores de manipulación del mercado al por
mayor debido a los altos niveles de concentración.
Una elasticidad baja de la demanda, restricciones de congestión y la necesidad de un
continuo equilibrio de oferta y demanda, son vectores poderosos de dominio del
mercado. El alcance nacional de los mercados y la carencia de integración aumenta
realmente estos problemas.
4. ENTRADA CREIBLE EN JUEGOS REGULADOS
Vamos a considerar que el juego de regulación se practica entre el grupo clave de
empresas de electricidad y las autoridades publicas y de regulación (o las agencias
8gubernamentales). Vamos a discutir los rasgos estratégicos que subyacen al proceso de
adecuación de tarifas eléctricas a los consumidores finales. En un marco de eficiencia
este proceso implica un ajuste paralelo y una reducción de costes en la cadena de oferta
de electricidad con el objetivo de hacer compatibles precios, costes y rentabilidad, la
inversión y la calidad y garantía de los servicios ofrecidos por las compañías eléctricas.
De otro modo, la reacción del público forzaría al gobierno a cambiar las directrices
políticas y frenar la reforma y liberalización en el sector eléctrico.
El éxito de un programa de liberalización y la política destinada a la adecuación de
tarifas al usuario final descansa en el mantenimiento de la calidad del servicio y la
garantía de oferta. El grupo de compañías de baja rentabilidad deben ajustar sus costes y
niveles de producción para enfrentar exitosamente la adecuación de tarifas,
manteniendo una cantidad y calidad en la oferta de servicios eléctricos aceptable. Este
grupo estratégico está compuesto por el segmento de compañías de altos costes y las
menos eficientes. Este segmento de empresas será denominado como el grupo
estratégico de electricidad (E).
Actualmente, las autoridades reguladoras (A) se enfrentan a un serio problema de
información. El comportamiento anticompetitivo es extremadamente difícil de probar.
De hecho, existen muchas razones para restringir la capacidad de generación, lo que
implicaría un incremento de precios: fallos de potencia, riesgo de daño de los
equipamientos, el final de las cuotas de emisión de las compañías.
Sin embargo, la correcta identificación de tal comportamiento es también difícil porque
esto requiere la evaluación de los márgenes precio-coste de las compañías. Esto implica
el cálculo del coste marginal de producción. La experiencia internacional en esta
materia refuerza la idea de que estamos tratando con información crítica, a menudo no
disponible. ¿Por qué?. Porque para obtener un cálculo fiable, es absolutamente
necesario tener, inter alia, un nivel detallado de conocimiento e información:
• Para distinguir todos los diferentes tipos de plantas eléctricas
• Para evaluar todos los costes variables sobre el coste del combustible.
• Para considerar el coste de oportunidad de no producir en un determinado
momento, con el objetivo de producir más tarde (opción de posponer la
generación de electricidad). Esto puede implicar el aplazamiento en el uso de las
cuencas de agua o el ahorro en los derechos de emisión.
La autoridad reguladora (A) no puede estar nunca segura al cien por cien de todos estos
elementos clave. También es imposible prever cuales son los ajustes factibles que las
empresas van a realizar. Tanto los gobiernos como las autoridades regulatorias no
pueden confiar en la información que procede de las compañías eléctricas dado que
existe un conflicto de intereses y estas pueden beneficiarse de su ventaja informativa.
Los diferentes nudos decisorios y las bifurcaciones del árbol del juego que representa
este conflicto de intereses se recogen en la Figura 5.
9Figura 5 – Tarifas y ajuste en el sector electrico.
A .… 0,1
E … –0,1
P ...... 10
Adecua A.….... 0
E …..... 0
P ......... 0
Puede A
no se Mantiene A .…. -0,5
ajusta E ….. -0,5
0 P ........ -1
Adecua Adecua
No A A ….... 0
E
Puede E ……. 0
A Ajusta Mantiene P ....... -0,5
A ….. 0,1
E …... -0,1
G ....... 10
Mantiene
A ….. 0
La línea de puntos oval que encierra el segundo nudo decisorio E ..... 0
del jugador, Autoridad Regulatoria –“A”-, representa un P ....... 0
conjunto de información donde las autoridades regulatorias no
son capaces de conocer si el grupo clave eléctrico es capaz o
no de ajustar sus costes.
EL juego comienza con la decisión de las autoridades regulatorias de adecuar las tarifas
eléctricas a los costes y las necesidades de los usuarios finales. La efectividad de la
medida descansa en evitar efectos indeseables en la cantidad de los servicios
sumistrados al público (P). Esto requiere un ajuste efectivo en el grupo estratégico de
electricidad (E).
El problema es que este grupo E no tiene incentives para proporcionar a las autoridades
y/o el público una información veraz sobre sus posibilidades reales de encargarse de las
actividades de reestructuración y reducción de costes. Su interés real descansa en
inducir tanto a las autoridades como al público a creer que sus costes son elevados.
Entonces, no existe una manera significativa para ajustar costes y producción. Por lo
tanto, precios y tarifas deben mantenerse a niveles elevados para asegurar suficientes
inversiones, para mantener la calidad de los servicios y evitar déficits de oferta.
La falta de información sobre la situación real del grupo estratégico (E) es modelada a
través de la acción de un nuevo jugador, (O), el azar, cuya distribución de probabilidad
captura la incertidumbre de las autoridades sobre las posibilidades de ajuste que el
grupo estratégico E tiene realmente.
La estructura de pagos del juego refleja el hecho de que los consumidores y la economía
como un todo se benefician en gran medida del ajuste y la adecuación de precios y
tarifas eléctricas.
Sin embargo, una vez que las autoridades comienzan el proceso de liberalización, la
efectividad de una regulación flexible y la adecuación de precios dependen de una
reestructuración exitosa del grupo estratégico de electricidad. Las compañías eléctricas
mantienen una importante ventaja estratégica informacional y están en buena posición
10para explorarla en la medida en que estas empresas son un grupo de presión muy bien
organizado, eficaz e interesado en mantener una cómoda posición monopolística.
El análisis del juego mediante inducción retrospectiva nos conduce a un equilibrio de
Nash perfecto en subjuegos, es decir, un equilibrio que se sustenta en amenazas creíbles.
El punto clave lo encontramos en el subjuego final, dónde las autoridades regulatorias
deben decidir si confirman la adecuación de tarifas o dan marcha atrás manteniendo el
nivel inicial de las mismas. Las autoridades regulatorias no conocen las posibilidades
reales de ajuste que tiene el grupo estratégico E y el riesgo de generar problemas de
escasez de oferta conduce a las autoridades regulatorias a frenar la adecuación de tarifas
retornando así a la situación inicial. Mantenerse es la mejor respuesta de las autoridades
para un amplio abanico de probabilidades.
Otros jugadores y las compañías eléctricas pueden analizar el juego y ser capaces de
anticipar la mejor respuesta de las autoridades. En consecuencia, no están interesados en
emprender una política de reducción de costes y precios, incluso si disponen de
suficiente margen para realizarla, porque saben que hacer esto revelaría información a
las autoridades regulatorias que confirmarían el proceso de adecuación de tarifas. Como
consecuencia el resultado más probable es que las compañías eléctricas rehúsen llevar a
cabo políticas de reestructuración y ajuste y el gobierno se vea obligado a frenar el
proceso de adecuación de tarifas.
¿Cómo se puede hacer frente a este problema?. Parece claro que solo una liberalización
creíble y la competencia en un marco de regulación flexible puede afrontar este reto. Si
la reforma y la liberalización van asociadas a un claro compromiso y un esquema
político favorable para la libertad de entrada en el sector eléctrico, la amenaza y la
posibilidad de entrada de nuevas empresas cambia la naturaleza del juego y reduce la
influencia estratégica y el poder de las compañías eléctricas titulares. La entrada
potencial de nuevos competidores – a saber, grupos internacionales- otorga credibilidad
al proceso de liberalización y contribuye enormemente a su éxito.
Vamos a examinar cómo cambia la estructura del juego con un compromiso creíble de
libre entrada reduciendo la ventaja estratégica informativa de las compañías eléctricas
titulares. El árbol del nuevo juego se muestra en la siguiente figura, dónde aparece un
nuevo jugador para modelar el competidor potencial (P), quien tiene la posibilidad real
de entrar en el mercado eléctrico nacional si el grupo estratégico titular no es capaz de
llevar a cabo una reestructuración adecuada y un adecuado ajuste de coste-precio para
satisfacer los requerimientos del proceso de liberalización y adecuación de tarifas
lanzado por el gobierno.
11Figura 6 – Tarifas y ajuste en el sector eléctrico con libertad de entrada
A . . 0,05
Adecua E… –1
P ...... 10
CP ... 1
A.… - 0,1
E ….. - 1
Entra P ......... 0
A Mantiene CP ... 1
No A .. -0,5
Ajusta E ... -0,5
Adecua
CP P ..... -1
CP ... 0
A
Adecua E No
Entra A ….. 0
E …. 0
A P ..... -0,5
CP ... 0
Ajusta
Mantiene
A …. 0,1
E …. -0,1
P ..... 10
Mantiene A ….. 0
E ..... 0
P ..... 0
En este nuevo juego se puede ver que la entrada de competidores potenciales es
altamente improbable cuando el grupo estratégico (E) decide llevar a cabo una
reestructuración en el coste-precio para satisfacer los requerimientos del proceso de
liberalización y adecuación de tarifas lanzado por el gobierno. No vamos a considerar
los detalles de esta situación pero se puede asumir que en la mayoría de los casos las
compañías eléctricas titulares y las autoridades regulatorias pueden manejar esta
situación de una manera adecuada y sin problemas.
Sin embargo, si el grupo eléctrico estratégico es incapaz de proceder al ajuste y
reestructuración, existen amplias posibilidades de entrada para competidores
potenciales. El juego del competidor potencial (CP) es observado y conocido por las
autoridades regulatorias proporcionando una prueba de la eficiencia comparativa del
grupo estratégico eléctrico doméstico. Si el competidor potencial no entra en el mercado
se puede suponer que no hay suficiente atractivo de rentabilidad, con lo cual las
autoridades regulatorias pueden frenar una hipotética reducción de tarifas o, por el
contrario, puede proseguir la adecuación a valores superiores. La entrada del
competidor potencial señalaría el punto de rentabilidad adecuada para mantener las
inversiones y suficiente oferta y calidad del servicio.
Cuando el competidor potencial decide entrar en el Mercado, se hace evidente el
margen para mejorar la eficiencia comparativa del sector y esto permite a las
12autoridades regulatorias ajustar adecuadamente la tarifa. Si las empresas nacionales no
son capaces de ajustarse, la mejor respuesta de las autoridades es seguir adelante con el
proceso. El público y la economía como un todo se beneficiarán de la mejora en la
eficiencia aportada por el nuevo entrante, si bien las empresas más ineficientes en el
grupo estratégico titular deberán retirarse del mercado.
¿Cómo de probable es este tipo de juego? ¿Cúal es su significado?. El grupo estratégico
eléctrico (E) es suficientemente capaz de anticipar estas situaciones mediante el análisis
de subjuegos en las últimas etapas, su mejor respuesta es llevar a cabo los esfuerzos
necesarios de reestructuración para mejorar su eficiencia comparativa y de una manera
exitosa alcanzar los requerimientos de reducción coste-precio del proceso. El equilibrio
perfecto en subjuegos muestra que un fuerte compromiso con la apertura del sector a los
competidores potenciales y la liberalización de la política de entrada es un factor clave
para la credibilidad y efectividad de una regulación flexible así como del proceso de
adecuación de tarifas.
Una vez instaurada una libertad de entrada creíble a los inversores extranjeros
eficientes, el recorte de producción o el descenso de los estándares de calidad por parte
los productores nacionales ya no es la mejor respuesta a la adecuación de tarifas de los
gobiernos o las autoridades regulatorias cuando son capaces de ajustar sus costes y
volúmenes de inversión. El gobierno o las autoridades regulatorias pueden observar las
solicitudes de inversores extranjeros eficientes siempre que los titulares reclamen
subidas excesivas de tarifas. Si el marco regulatorio facilita una política creíble de libre
entrada, las autoridades regulatorias estarán en condiciones de alcanzar resultados
óptimos en cualquier caso.
Existen tres posibilidades principales de equilibrio:
1. Los titulares reaccionan a los anuncios de adecuación de tarifas alegando que
será imposible satisfacer los requerimientos de inversión necesarios y no hay
solicitudes de inversores extranjeros, el techo de precios y tarifas debería
ampliarse y nunca reducirse.
2. Los titulares son capaces de enfrentarse con el proceso de adecuación de tarifas
y satisfacer las cantidades y estándares de demanda, son capaces también de
alcanzar niveles de eficiencia comparables a los nuevos solicitantes, el proceso
de adecuación de tarifas debe promoverse y no habrá entradas de competidores
extranjeros.
3. Algunos titulares nacionales no son capaces de alcanzar niveles de eficiencia
suficientes, existen solicitudes de inversores extranjeros más eficientes, la
adecuación de precios debe continuar y la entrada de nuevos productores
permitirá mejoras considerable en el sector (con subidas sin excesos para
proteger al sector ineficiente de productores nacionales ó con reducciones, si
fuera el caso, hasta el umbral de entrada de los productores extranjeros).
En la mayoría de los casos el compromiso creíble hacia una clara política de libre
entrada es un factor clave para una liberalización exitosa y una regulación flexible en el
sector eléctrico. Si no hay una política creíble de libre entrada, el equilibrio del juego
del regulador cambia dramáticamente y también los ajustes en costes y márgenes no son
la mejor respuesta de los titulares. Además, será realmente difícil obtener ganancias de
eficiencia a través de cualquier tipo de reforma regulatoria. Esta es la razón por la que
13un compromiso creíble de libre entrada es siempre una política altamente aconsejable en
las reformas regulatorias flexibles del sector eléctrico para incrementar el bienestar de
los consumidores y mejorar la eficiencia en el sector y la de la economía como un todo.
5. CONCLUSIONES FINALES
El desarrollo del juego en los párrafos anteriores nos permite concluir a favor de un
claro compromiso de libertad de entrada en el mercado eléctrico, reduciendo la ventaja
informacional estratégica de los titulares ya establecidos. Encontramos que la apertura
del sector a los competidores potenciales y la liberalización de entrada son factores
clave para la credibilidad y la efectividad de una regulación flexible así como la correcta
adecuación de los procesos de fijación de tarifas.
Si no hay una política de entrada creíble el equilibrio del juego regulatorio cambia
dramáticamente, los ajustes en costes y márgenes no son la mejor respuesta de los
titulares y será realmente difícil obtener ganancias de eficiencia mediante cualquier tipo
de reforma regulatoria.
Sin embargo, la libre entrada es todavía una cuestión muy compleja. Primero, la
Comisión Europea debe cambiar el modo en que se analizan las fusiones y
adquisiciones. Las fusiones y adquisiciones deben considerarse desde perspectivas
europeas y no nacionales. La propiedad cruzada de empresas en distintos países,
particularmente en mercados regionales cerrados, puede ser una amenaza cuando estos
mercados estén completamente integrados.
El caso de la posible integración de los mercados eléctricos de Bélgica, Alemania,
Benelux y Francia será un test de la capacidad de la Unión Europea para mejorar la
liberalización real del mercado, más allá de los aspectos legales. Electrabel representa
un 85% de la capacidad de generación en Bélgica y es dominante en el mercado
holandés (33%) de capacidad de generación. E.ON y RWE son dominantes en Alemania
y están también presentes a ambos lados de la frontera (E.ON tiene el 12% de la
capacidad de generación en el mercado holandés) y tienen amplio control de las redes
de transmisión e interconexión. Este ejemplo pone de manifiesto la necesidad de marcos
regulatorios flexibles.
Finalmente pero no por ello menos importante, debe destacarse que la vigilancia de la
política de concentraciones no puede descansar sólo sobre las autoridades de la
competencia y las comisiones nacionales de la energía. Ante la unificación del mercado
las empresas y los grandes grupos del sector reaccionan con estrategias de concentación
(fusiones y adquisiciones). Algunas fusiones horizontales han tenido éxito en constituir
grandes grupos, como E.ON-RUHRGAS, ambas compañías integradas verticalmente.
Las sucesivas fusiones y adquisiciones que involucran ambos tipos de empresas
incrementarán los efectos anticompetitivos en el sector y será un reto muy complejo
para la Comisión Europea controlar este proceso. Una entidad reguladora de la energía a
nivel Europeo es una necesidad que no debería posponerse durante mucho tiempo.
6. REFERENCIAS.
− European Commission (2006): “DG Competition Report on Energy Sector
Inquiry”, SEC (2006) 1724, 10th January.
− Evans, J. and R. Green (2003): “Why Did British Electricity Prices fall after
1998?”, CMI Electricity project WP nr 6.
14− Lowe, P. (2006): “The liberalisation of EU Energy Markets”. The Beesley
Lectures, Institute of Economic Affairs. The Royal Society. London, 9th
November.
− Newbery, D. (2005): “Refining Market Design”, SESSA Publications, Final
Chapters, nr 3 (www.sessa.eu.com).
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