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En el ejercicio de sus labores continuas de supervisión del mercado mayorista eléctrico, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) detectó conductas que podrían constituir un acto ilícito en el mercado eléctrico de la zona de Galicia (España). Así, el 20 de julio del 2023, mediante la resolución del Expediente SNC/DE/019/22 (en adelante, “Resolución”), la autoridad sancionó a la empresa Naturgy Generación (en adelante, Naturgy) por infringir la Ley 24/2013, que regula el sector eléctrico (específicamente el artículo 65.3, que sanciona la “aplicación irregular de precios y peajes de acceso” a las redes de las empresas reguladas).
En concreto, Naturgy, controladora de la central eléctrica Sabón 3, fue acusada de manipular los precios de los servicios de generación eléctrica mediante la realización de ofertas de suministro eléctrico a precios excesivos, entre marzo del 2019 y diciembre del 2020, en el mercado de “restricciones técnicas” (el cual se explicará más adelante). Según señaló la autoridad, las ofertas de Naturgy fueron dispares respecto a las ofertas que la misma empresa realizó en otro segmento del mercado (el mercado “diario”).
Habiendo ya vencido el plazo para que Naturgy presente una reclamación, deberá pagar una multa de 6 millones de euros (tope máximo legal). Además, deberá pagar al Operador del Sistema —en 22 meses— el equivalente a 35,5 millones de euros en electricidad, a título de compensación por los daños causados.
En esta nota se aborda el funcionamiento del mercado eléctrico español, las características que propiciaron la conducta de Naturgy, y la forma en que la autoridad determinó que el precio era excesivo.
El mercado eléctrico español integra dos mercados: (i) el mercado “diario”, y (ii) el mercado de “restricciones técnicas” (RRTT). Estos mercados se diferencian por el objetivo que persigue cada mercado (abastecer la demanda diaria vs. cubrir problemas esporádicos), y por el momento (y la forma) en que se negocian los precios de venta (pago por el mayor precio ofertado vs pay as bid). Para el caso chileno, ver investigación CeCo “Funcionamiento y Competencia en el Mercado de Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico Nacional”.
Respecto al mercado diario, las centrales —que actúan como generadoras de electricidad—, venden su producción diaria a los comercializadores mayoristas, que actúan como distribuidores. En este mercado, la energía eléctrica se vende al mayor precio que logra cubrir toda la demanda (es decir, el precio que fija la central menos eficiente, pero que es utilizado por la más eficiente. Ya que una central por sí sola no logra cubrir toda la demanda, son ordenadas desde la más eficiente hasta la menos eficiente). Así, las centrales obtienen beneficios por la diferencia entre el precio que ofertan y el precio que termina cobrándose por la electricidad en ese día u hora.
Ahora bien, en ocasiones puede ocurrir que el mercado eléctrico presente problemas en la distribución (p. ej., una central que ofertó en el mercado diario no obtuvo la capacidad suficiente para cubrir la electricidad con la que se había comprometido). En estos casos, el Operador del Sistema (que es una empresa privada encargada de verificar que la oferta de electricidad cubra toda la demanda diaria) debe detectar el problema y acudir al segundo mercado, es decir, el mercado de RRTT.
En el mercado de RRTT, las centrales que aún tienen capacidad para suministrar energía (es decir, que su capacidad de generación no se agota en el mercado diario), ofertan un precio para entregar el suministro eléctrico restante. En este mercado se paga bajo la modalidad “pay as bid” (es decir, la empresa que oferta un precio menor se adjudica el suministro restante). Cabe notar que es común que el precio en este segundo mercado (RRTT) sea superior al ofertado en el mercado diario (pues en él suelen participar menos centrales), a pesar de que, desde el punto de vista técnico, existan pocas —o nulas— diferencias entre ofrecer energía en el mercado diario o en el mercado de RRTT (en algunas ocasiones puede ser necesario operar con turbinas adicionales y eso puede aumentar los costos).
En el Gráfico 1 se observa el precio promedio diario que ofertó Sabón 3 (central controlada por Naturgy que opera en Galicia) en el mercado diario y en el mercado de RRTT.
Gráfico 1: Ofertas promedio diarias de Sabón 3 (marzo 2019 – diciembre 2020)
Fuente: Pág. 15 de la Resolución.
La CNMC indicó que la evolución del precio de las ofertas en el mercado de RRTT de Sabón 3 no se logra justificar ni por las variaciones (aumentos) del costo de producción (p. ej., alzas del precio del gas natural); y tampoco por los costos derivados del funcionamiento de la central en el segmento de RRTT. En efecto, en el periodo analizado (marzo 2019 a diciembre 2020), el precio del gas natural presentó una tendencia decreciente.
No obstante, la autoridad española recalcó que la conducta imputada no se agota en el hecho de que las ofertas realizadas por Sabón 3 en el mercado de RRTT supere el valor de los costos variables, sino que además considera que la evolución de sus ofertas es dispar respecto a la evolución de las ofertas en el mercado diario (que sirve como benchmark). De hecho, a juicio de la CNMC, es esta segunda circunstancia la que reflejaría el propósito de Sabón 3 de aprovecharse de las circunstancias particulares del mercado eléctrico de la zona de Galicia.
La CNMC señaló que existen características especiales en la zona geográfica en la que se ubica y opera Sabón 3, que le permitió ofertar a un precio excesivo.
En primer lugar, existen 7 centrales que operan en esta zona (5 controladas por Endesa y 2 por Naturgy). Sin embargo, solamente dos de ellas (PGR5 de Endesa y Sabón 3 de Naturgy) utilizan “ciclo combinado” (carbón y gas natural) como combustible.
En segundo lugar, existen dos factores que favorecieron la actuación de Sabón 3, a saber: (i) el encarecimiento de la generación eléctrica con carbón —y el consecuente cambio al ciclo combinado (carbón y gas natural)—, y (ii) los extensos periodos de no disponibilidad de la otra central de ciclo combinado en la zona (PGR5). Ambos factores son conocidos (ex ante) por Sabón 3.
Considerando todo lo anterior, lo cierto es que en el 91,6% de las horas del periodo analizado, el Operador del Sistema eléctrico requirió que las centrales aportaran energía adicional a lo recolectado en el mercado diario y, en consecuencia, fue necesario recurrir al mercado de RRTT para que una o varias centrales aportasen energía.
A mayor abundamiento, del total de esas horas, Sabón 3 despachó electricidad al mercado RRTT el 76,5% de las veces, en un 86,7% de los días (incluyendo los días en que Sabón 3 declaró no estar disponible).
Para evaluar la “excesividad” del precio que cobraba Sabón 3 en el mercado de RRTT, la CNMC planteó 3 escenarios: (i) PGRG (la otra central de ciclo combinado) está disponible, y el Operador del Sistema únicamente programa a una central (Sabón 3 o PGR5) para resolver los problemas de la zona, (ii) PGR5 no está disponible, por lo que Sabón 3 es la única central de ciclo combinado con capacidad para resolver los problemas de distribución, y (iii) PGR5 está disponible, y el Operador del Sistema requiere tanto a dicha empresa como a Sabón 3 para resolver los problemas de abastecimiento.
Es preciso mencionar que el escenario más competitivo es el primero [(i)], y éste ocurrió en 1.377 horas del periodo analizado (8,8%). En cambio, el escenario menos competitivo [(ii)], ocurrió en 7.481 horas del periodo analizado (48%). Finalmente, el Operador del Sistema requirió de ambas centrales —y las dos estaban disponibles— en 3.080 horas (19,7%).
Tal como se observa en el Gráfico 2, las ofertas en el escenario competitivo (situación “i”) son, en promedio, superior a las realizadas en el mercado diario (en específico, 34% superior). Por su parte, en las horas donde fue requerida únicamente una central —no estando PGR5 disponible— (situación “ii”) el precio de oferta en el mercado de RRTT fue, en promedio, 103% superior a la oferta del mercado diario. Finalmente, en las horas que fue necesario que ambas centrales (Sabón 3 y PGR5) operaran (situación “iii”), el precio de oferta de RRTT de Sabón 3 fue, en promedio, 78% superior a la oferta que presentó el mismo día en el mercado diario.
Gráfico 2: Ofertas diarias bajo 3 escenarios en el mercado de RRTT y en el mercado diario
Fuente: Pág. 20 de la Resolución.
Considerando lo anterior, cuando existe un entorno de menor competencia (escenario “ii” o “iii”), el precio de oferta presentado por Sabón 3 en el mercado de RRTT, respecto del mercado diario, se eleva a un 95% respecto a su oferta en el mercado diario (en términos promedio); mientras que, cuando puede perder la oportunidad de capturar esa demanda (escenario “i”, con mayor competencia) el precio ofertado es menor (34% superior al mercado diario).
Entonces, según señaló la CNMC, el incremento del costo de generación con carbón y la menor competencia derivada de la no disponibilidad de PGR5, le proporcionó a Sabón 3 un grado suficiente de certidumbre en cuanto a la posibilidad de adquirir la demanda de RRTT, lo que le permitió manipular los precios y obtener beneficios.
No es primera vez que la CNMC sanciona por precios excesivos a una empresa. Previamente sancionó a la farmacéutica Leadiant con una multa de 10,25 millones de euros, por abusar de su posición dominante mediante precios excesivos en la venta del único medicamento disponible en España para el tratamiento de una extraña enfermedad (al respecto, ver nota CeCo “¿Se deben sancionar los precios excesivos?: revisión técnica y medicamentos en Europa”).
Ahora bien, en el contexto del caso de Naturgy, la defensa de esta empresa planteó que su conducta era parte de una estrategia para recuperar sus costos fijos. Además, esta empresa alegó que “el concepto de precio excesivo no puede estar determinado en función de los márgenes sobre los costos variables”, agregando que la disparidad entre las ofertas del mercado diario y el mercado de RRTT “se debe al carácter marginalista del mercado diario frente a la regla pay as bid que rige para las restricciones técnicas” (p. 30 de la Resolución).
Por último, Naturgy también objetó que la determinación de un precio excesivo quedase entregada a una única autoridad, que centraliza tanto facultades regulatorias como de competencia (como ocurre en este caso con la CNMC).
Expediente CMMC – SNC/DE/019/22: NATURGY
