1 Jordi Dolader i Clara Consejero de la Comisión Nacional de Energía Presidente del Electricity Working Group de CEER Ica (Perú), 16 de julio de 2004 LA REGULACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO EN ESPAÑA: PERSPECTIVA DEL REGULADOR FORO DE ENERGÍA Primera Sesión: Generación

2 2 1.Coyuntura Regulatoria 2.Oferta y Demanda 3.Precios del Mercado Mayorista 4.Costes de Transición a la Competencia, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario 5.Precios en el Mercado Minorista 6.Actividades Reguladas 7.España vs. Europa 8.Conclusiones Indice

3 3 1.Coyuntura Regulatoria 2.Oferta y Demanda 3.Precios del Mercado Mayorista 4.Costes de Transición a la Competencia, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario 5.Precios en el Mercado Minorista 6.Actividades Reguladas 7.España vs. Europa 8.Conclusiones Indice

4 4 1. Coyuntura Regulatoria lCambio de gobierno puede llevar a la...  Revisión del modelo  Papel del organismo regulador  Nueva política energética (Renovables, OS, etc.)  Cambios en la política industrial (OPAs, M&A,...), además... lNecesidad de trasponer las Directivas de Gas y Electricidad  Funciones del organismo regulador  Gestores técnicos de los sistemas eléctrico y gasista tanto de transmisión como de distribución  Tarifas refugio, y sobre todo: lPlan nacional de asignación de emisiones

5 5 1.Coyuntura Regulatoria 2.Oferta y Demanda 3.Precios del Mercado Mayorista 4.Costes de Transición a la Competencia, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario 5.Precios en el Mercado Minorista 6.Actividades Reguladas 7.España vs. Europa 8.Conclusiones Indice

6 6 2. Oferta y demanda (1 de 18) Demanda eléctrica total en barras de central 0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 19961997199819992000200120022003 GWh Consumo DomésticoConsumo Industrial 

7 7 2. Oferta y demanda (2 de 18) Potencia instalada en régimen ordinario vs. máxima demanda de potencia media horaria (MW) Fuente: REE

8 8 2. Oferta y demanda (3 de 18) Potencia total instalada vs. máxima demanda de potencia media horaria (MW) Fuentes: REE y CNE.

9 9 2. Oferta y demanda (4 de 18) Cobertura de la demanda eléctrica (2003) Fuente: REE

10 10 2. Oferta y demanda (5 de 18) Estructura de la producción eléctrica bruta (2003) Fuente: REE

11 11 2. Oferta y demanda (6 de 18) Evolución de la estructura de la potencia instalada (Sistema peninsular)

12 12 2. Oferta y demanda (7 de 18) Potencia instalada nacional en 2003 (MW) RO RE

13 13 2. Oferta y demanda (8 de 18) Evolución de la producción (Sistema peninsular)

14 14 2. Oferta y demanda (9 de 18) Evolución de los índices de cobertura eléctrica en año seco, período 1996-2003

15 15 2. Oferta y demanda (10 de 18) Nuevos proyectos de CCGT en España ENRON AES BBE OGDEN BE

16 16 A cierre de 2002 se han dado de alta los siguientes grupos de ciclo combinado: è San Roque (Gas Natural, 397MW) è San Roque (Endesa, 397MW) è Besós (Gas Natural, 400MW) è Besós (Endesa, 400MW) è Castellón (Iberdrola, 800MW) è Castejón (Hidrocantábrico, 400MW) 7 grupos de 400 MW (2.800MW) 2. Oferta y demanda (11 de 18) Centrales que han entrado en funcionamiento en 2002

17 17 2. Oferta y demanda (12 de 18) Centrales que han entrado en funcionamiento en 2003 A cierre de 2003 se han dado de alta los siguientes grupos de ciclo combinado: è Castejón 2 (Iberdrola, 400 MW) è Puerto de Bilbao (Bahía de Bizkaia Electricidad, 800 MW) è Tarragona (Endesa, 400 MW) 4 grupos de 400 MW (1.600MW)

18 18 2. Oferta y demanda (13 de 18) Centrales que tienen prevista su entrada 2004-2007 (1 de 4) CENTRALPROPIETARIOS POTENCIA NOMINAL (MW) OPERACIÓN COMERCIAL PREVISTA Fecha de inicio de operación comercial durante 2004 Tarragona Tarragona Power (Iberd. – RWE)4001T 2004 Campo de Gibraltar Nueva Generadora del Sur4002T 2004 Campo de Gibraltar Nueva Generadora del Sur4003T 2004 Santurce Iberdrola4004T 2004 Arcos de la Frontera GI y II Iberdrola8004T 2004 Arrúbal Gas Natural8004T 2004 Fecha de inicio de operación comercial durante 2005 Palos de la Frontera GIUnión Fenosa4001T 2005 AcecaIberdrola4002T 2005 Palos de la Frontera GIIUnión Fenosa4002T 2005 EscatrónGlobal 3 Energía2853T2005 AmorebietaBizkaia Energía8003T 2005

19 19 2. Oferta y demanda (14 de 18) Centrales que tienen prevista su entrada 2004-2007 (2 de 4) CENTRALPROPIETARIOS POTENCIA NOMINAL (MW) OPERACIÓN COMERCIAL PREVISTA Palos de la Frontera GIIIUnión Fenosa4004T 2005 ColónEndesa4004T 2005 Arcos de la Frontera GIIIIberdrola8004T 2005 EscombrerasAES Energía, SRL1.2003T 2005 Fecha de inicio de operación comercial durante 2006 CastelnouElectrabel8001T 2006 AcecaUnión Fenosa4001T 2006 CartagenaGas Natural12001T 2006 Plana del VentGas Natural8001T 2006 MartorellEléctrica del Baix de llobregat4002T 2006 Soto de Ribera 4HidroCantábrico4002T 2006 Sagunto GIUnión Fenosa8002T 2006 SabónUnión Fenosa8002T 2006 PintoGlobal3 Energía2852T2006

20 20 2. Oferta y demanda (15 de 18) Centrales que tienen prevista su entrada 2004-2007 (3 de 4) CENTRALPROPIETARIOS POTENCIA NOMINAL (MW) OPERACIÓN COMERCIAL PREVISTA Castejón 2HidroCantábrico4003T 2006 Sagunto GIIUnión Fenosa4003T 2006 EscombrerasIberdrola8004T 2006 MálagaGas Natural4004T 2006 Puerto de BarcelonaGas Natural8004T 2006 EscatrónViesgo8004T 2006 GuadairaEndesa4002006 Palos de la FronteraEnergía y Gas de Huelva1.2002006 Fecha de inicio de operación comercial durante 2007 AlgecirasViesgo8001T 2007 Morata de TajuñaElectrabel1.2001T 2007 La RoblaGlobal3 Energía4001T2007

21 21 2. Oferta y demanda (16 de 18) Centrales que tienen prevista su entrada 2004-2007 (4 de 4) CENTRALPROPIETARIOS POTENCIA NOMINAL (MW) OPERACIÓN COMERCIAL PREVISTA CongostoGlobal3 Energía4002T2007 MenuzaEdison Mission Energy4002T 2007 Paracuellos del JaramaGas Natural8002T 2007 CatadauIntergen1.2003T 2007 CádizHidroCantábrico4003T 2007 CaelgeseElectrabel8003T 2007 Castellón BIberdrola8004T 2007 Osera del Ebro GIUnión Fenosa4002S 2007 Arcos GIUnión Fenosa4002S 2007 PuentesEndesa8002007 MálagaEndesa4002007 TOTAL : 11 grupos de 400 MW (4.400 MW) en 2003 + 70 grupos de 400 MW (28.000 MW) y 2 grupos de 285 MW (570) con fecha de inicio de operación indicada antes del 31 de diciembre de 2007 = 81 grupos de 400 MW y 2 grupos de 285 MW Fuente: Informe Marco de 2003. Escenario alto de ciclos: Información de promotores

22 22 2. Oferta y demanda (17 de 18) Previsión de la cobertura eléctrica. Horizonte 2007 Escenarios de demanda de potencia punta contemplados en el Informe Marco y senda de incorporación de Ciclos Combinados según la información aportada por los promotores

23 23 2. Oferta y demanda (18 de 18) Seguimiento del Informe marco. Las infraestructuras de transporte. Unidades de transformación y subestaciones

24 24 1.Coyuntura Regulatoria 2.Oferta y Demanda 3.Precios del Mercado Mayorista 4.Costes de Transición a la Competencia, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario 5.Precios en el Mercado Minorista 6.Actividades Reguladas 7.España vs. Europa 8.Conclusiones Indice

25 25 3. Precios del mercado mayorista (1 de 3) Precios medios anuales en el mercado organizado de producción de energía eléctrica U= c€/kWh

26 26 3. Precios del mercado mayorista (2 de 3) Precios medios anuales en el mercado organizado de producción de energía eléctrica U= PTA/kWh

27 27 3. Precios del mercado mayorista (3 de 3) Cobertura de la demanda por tecnologías

28 28 1.Coyuntura Regulatoria 2.Oferta y Demanda 3.Precios del Mercado Mayorista 4.Costes de Transición a la Competencia, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario 5.Precios en el Mercado Minorista 6.Actividades Reguladas 7.España vs. Europa 8.Conclusiones Indice

29 29 4. CTC, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario (1 de 4) Mecanismo de contabilización de los CTC - CTC cobrados + cobertura déficit - exceso precios Valor remanente CTC Empresa i, i  (1,m) Calcular exceso ¿i = m? ¿Saldo liquidaciones > 0? Cálculo déficit Reparto déficit Cálculo CTC Reparto CTC No Sí Actualización valor CTC Valor CTC a 31 Dic. Mes t, t  (En,Dic) Valor CTC a 1 En. ¿t = Dic? ¿i = m? ¿k= 2010? FIN ¿Precio medio mensual > 6? Año k, k  (1998,2010) Empresa i, i  (1,m) SíNo Sí INICIO NoSí

30 30 4. CTC, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario (2 de 4) Senda teórica de cobro máximo de CTC 1998-2010 e importes acreditados (cobrados y reducidos del monto total por exceso de precios) en el período 1998-2003

31 31 4. CTC, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario (3 de 4) Senda de importes pendientes de compensación de moratoria nuclear en el período 1995-2007

32 32 4. CTC, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario (4 de 4) Cuadro de cobros por déficit tarifario Importes pendientes de recuperar por desajustes de ingresos 0 1.522 2004200520062007 Millones de Euros 200820092010

33 33 1.Coyuntura Regulatoria 2.Oferta y Demanda 3.Precios del Mercado Mayorista 4.Costes de Transición a la Competencia, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario 5.Precios en el Mercado Minorista 6.Actividades Reguladas 7.España vs. Europa 8.Conclusiones Indice

34 34 5. Precios en el mercado minorista (1 de 4) Evolución de los precios en el mercado eléctrico español Tarifa media o de referencia Impuesto sobre la electricidad excluido

35 35 DISTRIBUCION 2.906 M € TRANSPORTE 696 M € SUMINISTRO 261 M € MERCADO 7.146 M € PRODUCCION 9.978 M€ 1 Preciodelmercado CostesRegulados PRIMAS Carbón Autóct. 180 M € CAPACIDAD 852 M€ Compens.Islas 223 M € PRIMAS Rég. Especial 896 M € CTCsyDéficit 352 M € EXTRA COSTES NUCLEAR 329 M € DISTRIBUCIÓN 3.274 M€ TRANSPORTE 834 M€ SUMINISTRO 296 M€ MERCADO 8.282 M€ PRODUCCIÓN 11.835 M€ TOTAL 16.293 M€ 1 INSTITUCIONES 54 M€ CONSUM. FINAL Precios del mercado Costes Regulados PRIMAS Carbón Autóct. 175 M€ CAPACIDAD 894 M€ CompensIslas 243 M€ PRIMAS Rég. Especial 1.157 M€ CTCsyDéficit 374 M€ EXTRA NUCLEAR Y OTROS 710 M€ 5. Precios en el mercado minorista (2 de 4) Importe de la facturación de la energía y del resto de cargos regulatorios implícitos en tarifas eléctricas año 2004. Total Peninsular

36 36 5. Precios en el mercado minorista (3 de 4) Compras directas y a través de comercializadores por consumidores cualificados internos. Media Semanal 01/01/99 - 31/12/03

37 37 1 5. Precios en el mercado minorista (4 de 4) Evolución de las tarifas eléctricas (%) 94 (*) Tarifas 1.0, 2.0 y 2.0N

38 38 1.Coyuntura Regulatoria 2.Oferta y Demanda 3.Precios del Mercado Mayorista 4.Costes de Transición a la Competencia, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario 5.Precios en el Mercado Minorista 6.Actividades Reguladas 7.España vs. Europa 8.Conclusiones Indice

39 39 6. Actividades reguladas (1 de 3) Retribución e inversión en transporte y distribución lPeriodo 1998 – 2003 Retribución transporte y distribución (b) 28.846 M€ Inversión contabilizada en balances 1 (a) 7.067 M€ (a) / (b) = 34% (1)No se consideran los intercambios de activos de REE con el resto de empresas

40 40 6. Actividades reguladas (2 de 3) Beneficio y cash-flow sobre el inmovilizado material neto 3,76 4,29 4,51 5,22 9,16 9,74 9,21 9,7610,78 8,11 10,20 0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 199819992000200120022003 % Ratio Beneficio/Inmov. Material NetoCash-Flow/Inmov. Material Neto

41 41 6. Actividades reguladas (3 de 3) Evolución TIEPI

42 42 1.Coyuntura Regulatoria 2.Oferta y Demanda 3.Precios del Mercado Mayorista 4.Costes de Transición a la Competencia, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario 5.Precios en el Mercado Minorista 6.Actividades Reguladas 7.España vs. Europa 8.Conclusiones Indice

43 43 7. España vs. Europa (1 de 15) El desafío Un único mercado libre europeo para gas & electricidad O...

44 44 7. España vs. Europa (2 de 15) El objetivo lPromover y desarrollar el comercio interno y externo de electricidad en la Unión Europea åDentro y entre sistemas TSO (nacionales) åAtravesando fronteras nacionales y/o de TSO åNo discriminación entre competidores y entre IEM  Principios económicos efectivos y consistentes  Tarifas domésticas de redes dan derecho al acceso a toda la red de IEM

45 45 7. España vs. Europa (3 de 15) La realidad (1 de 9) El sector eléctrico: problemas, desafíos e iniciativas para abordarlos Fuente: UCTE. Memo 2002 Flujos físicos de electricidad en GWh en 2002

46 46 7. España vs. Europa (4 de 15) La realidad (2 de 9) Rasgos y tendencias de las estructuras empresariales Predominio todavía cuasi-monopolios (Fr, It, B) u oligopolios (D, Nl, E), de hecho Presencia dominante Estado en Fr (Edf) e It (Enel) EdF, Enel, Electrabel cuasi monopolios, de hecho Creciente poder de mercado en unas cuantas empresas europeas (UK, España, Bélgica, Suecia, Italia, Alemania y Francia)

47 47 7. España vs. Europa (5 de 15) La realidad (3 de 9) Fusiones y adquisiciones en el sector eléctrico

48 48 7. España vs. Europa (6 de 15) La realidad (4 de 9) Principales instrumentos jurídicos e instituciones comunitarias Principales instrumentos jurídicos: 1951: Se constituye la Comunidad Económica del Carbón y del Acero (CECA) con seis miembros. 1957: El Tratado de Roma establece dos comunidades más: la Comunidad Europea de la Energía Atómica (Euratom) y la Comunidad Económica Europea (CEE). 1992: El Tratado de Maastricht da lugar a la Unión Europea (UE) y revisa el Tratado de Roma. Estos dos primeros Tratados, que constituyeron la CEE y la UE, fueron posteriormente revisados en el Tratado de Ámsterdam (1997) y en el Tratado de Niza (2001). El proyecto de Tratado por el que se instituye una Constitución para Europa: Tras una declaración en torno al futuro de la Unión, la Convención Europea elaboró un proyecto durante sus sesiones celebradas entre febrero de 2002 y julio de 2003. Los debates sobre ese proyecto se desarrollaron durante la Presidencia italiana, pero no se logró alcanzar un consenso. A lo largo de 2004 se continuará con las negociaciones. Principales Instituciones de la UE

49 49 No hay una política común para el sector energético sino que se constituye como la suma de aspectos de otras políticas: competencia / mercado interior, medio ambiente, fiscalidad… 7. España vs. Europa (7 de 15) La realidad (5 de 9) Política energética de la UE: Régimen jurídico Los instrumentos jurídicos relativos a la electricidad y el gas natural se estructuran en: MERCADO INTERIOR: La Directiva de la Electricidad (2003/54/CE) y la Directiva del Gas (2003/55CE) definen el marco del mercado interior para dichos sectores. El Reglamento relativo a las transacciones transfronterizas de electricidad (1228/03) tiene por objeto suprimir las barreras comerciales. MEDIO AMBIENTE: Directiva relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables (2001/77/CE). Directiva relativa al fomento de la cogeneración (2004/8/CE). Directiva por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad (2003/87/CE). SEGURIDAD DEL SUMINISTRO (SdS) E INFRAESTRUCTURAS: Más importantes: Propuesta de Directiva sobre seguridad del suministro e inversión en infraestructura; Propuesta de enmienda a la decisión 1229/2003/CE relativa a las directrices para las redes transeuropeas; Propuesta de Reglamento sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas. FISCALIDAD: Directiva por la que se reestructura el régimen comunitario de imposición de los productos energéticos y de la electricidad (2003/96/CE).

50 50 7. España vs. Europa (8 de 15) La realidad (6 de 9) Un vistazo a la aplicación en los Estados miembros Aplicación de la Directiva de la electricidad (Tercer informe comparativo de la UE, marzo de 2004) Tabla 1/2 Apertura del mercado declarada (%) Separación: gestor / propietario de la red de transporte Separación: gestor de la red de distribución ReguladorCondiciones de balance favorables a la llegada de nuevas empresas Cuota de capacidad de los mayores productores (%) Cuota de capacidad de los tres mayores productores (%) Austria100legalcontabilidadEx antefavorables633 Bélgica80legal Ex antedesfavorables5966 Dinamarca100legal Ex antefavorables025 Finlandia100propiedadcontabilidadEx postfavorables1129 Francia37gestióncontabilidadEx antemoderadas7886 Alemania100legalcontabilidadplanneddesfavorables2361 Grecia34leg. / ges.contabilidadEx antedesfavorables8587 Irlanda56leg. / ges.gestiónEx antemoderadas8090 Italia66prop. / leg.legalEx antemoderadas4372 Luxemburgo57contabilidad Ex antedesfavorables00 P. Bajos63propiedadlegalEx antefavorablesn.c.33 Portugal45propiedadgestiónEx antemoderadas5974 España100propiedadlegalEx antefavorables3779 Suecia100propiedadlegalEx postfavorables1650 Reino Unido100propiedadlegalEx antefavorables1637

51 51 7. España vs. Europa (9 de 15) La realidad (7 de 9) Un vistazo a la aplicación en los Estados miembros Aplicación de la Directiva de la electricidad (Tercer informe comparativo de la UE, marzo de 2004) Tabla 2/2 Apertura del mercado declarada (%) Separación: gestor / propietario de la red de transporte Separación: gestor de la red de distribución ReguladorCondiciones reguladoras favorables a la llegada de nuevas empresas Cuota de capacidad de los mayores productores (%) Cuota de capacidad de los tres mayores productores (%) Noruega100propiedadcontabilidadEx-antefavorables1224 Estonia10contabilidad Ex-antedesfavorables1521 Letonia11legal Ex-anten.c.00 Lituania17legal Ex-antemoderadas029 Polonia51gestióncontabilidadEx-antemoderadas425 R. Checa30legalcontabilidadEx-antedesfavorables4353 Eslovaquia41legal Ex-antemoderadas2940 Hungría30contabilidad n.c.moderadas541 Eslovenia64legalcontabilidadEx-antedesfavorables1643 Chipre0gestiónningunaEx-antepor decidir100 Malta0excepciónningunan.c.por decidir100

52 52 7. España vs. Europa (9 de 15) La realidad (8 de 9) Un vistazo a la aplicación en los Estados miembros Aplicación de la Directiva del gas (Tercer informe comparativo de la UE, marzo de 2004) Tabla 1/2 Apertura del mercado declarada (%) Separación del gestor de la red de transporte Separación del gestor de la red de distribución ReguladorEstructura de la tarifa de transporte Procedimiento de reserva de capacidad Condiciones de balance favorables a la llegada de nuevas empresas Apertura del mercado declarada (%) Austria100legal Ex-antepostal / distancia flexiblesí Bélgica83legal Ex-anteentrada / salidamoderadas sí Dinamarca100propiedadlegalEx-postpostalflexiblesí Francia37contabilidad Ex-anteentrada / salidamoderadas Alemania100gestióncontabilidadplanneddistanciamoderadasnomoderadas Irlanda85gestión Ex-anteentrada / salidamoderadassíno Italia100legal Ex-anteentrada / salidaflexiblesí Luxemburgo72gestión Ex-antepostalmoderadas sí P. Bajos60gestiónlegalEx-anteentrada / salidaflexiblemoderadas España100legal Ex-antepostalflexiblesí Suecia51contabilidad Ex-postpostalmoderadas sí Reino Unido100propiedad Ex-anteentrada / salidaflexiblesíno

53 53 7. España vs. Europa (10 de 15) La realidad (9 de 9) Un vistazo a la aplicación en los Estados miembros Aplicación de la Directiva del gas (Tercer informe comparativo de la UE, marzo de 2004) Tabla 2/2 Apertura del mercado declarada (%) Separación del gestor de la red de transporte Separación del gestor de la red de distribución ReguladorEstructura de la tarifa de transporte Procedimiento de reserva de capacidad Condiciones de equilibrio favorables a la llegada de nuevas empresas Apertura del mercado declarada (%) Estonia80ninguna Ex-antepor decidirsin información sí Letonia0legal Ex-antepor decidirsin información sí Lituania80contabilidad Ex-antepostalsin información moderadas Polonia34contabilidad Ex-antepostalsin información sí R. Checa0contabilidad Ex-antepor decidirsin información sí Eslovaquia33legal Ex-antepostalsin información sí Hungría0legalcontabilidadEx-antepor decidirsin información sí Eslovenia50contabilidad Ex-antepostalsin información sí

54 54 7. España vs. Europa (11 de 15) El futuro (1 de 4) El sector eléctrico: problemas, desafíos e iniciativas para abordarlos Las transacciones transfronterizas Las infraestructuras y la estructura del mercado La seguridad del suministro desde la perspectiva de cada Estado miembro y los tres pilares La Ampliación

55 55 7. España vs. Europa (12 de 15) El futuro (2 de 4) El sector eléctrico: problemas, desafíos e iniciativas para abordarlos 1. Las transacciones transfronterizas (CBT) Iniciativas dirigidas a abordar problemas determinados: 1 - El Reglamento relativo a las CBT aprobado en junio constituye un instrumento jurídico que va más allá del Foro de Florencia y cuyo objetivo es: Suprimir las barreras a la hora de elegir un suministrador ubicado en otro Estado miembro Armonizar las estructuras tarifarias aplicadas en los distintos Estados miembros Evitar el efecto de acumulación de peajes (pancaking) Estipular una normativa sobre las transacciones internacionales que resulte transparente y no discriminatoria Facilitar una cobertura a las normas coordinadas sobre las transacciones internacionales que las medidas de carácter nacional no pueden proporcionar 2 - Gestión de las congestiones: en su documento de estrategia a medio plazo, la CE recomienda el uso de métodos de asignación de capacidad basados en mecanismos mercado y no discriminatorios. Problemas habituales: Acumulación de peajes (pancaking); desarmonización de las tarifas de transporte; gestión de las congestiones.

56 56 7. España vs. Europa (13 de 15) El futuro (3 de 4) El sector eléctrico: problemas, desafíos e iniciativas para abordarlos 2. Las infraestructuras y la estructura del mercado Problemas (heredados de los planteamientos nacionales y centralizados del suministro de electricidad): Bajo nivel de interconexiones entre Estados miembros o mercados regionales. Da lugar a congestiones que causan considerables variaciones en los precios al por mayor entre ellos. No existe un mercado interior sino un grupo de mercados regionales. Además, se ponen muchas trabas a las nuevas inversiones, el régimen regulador y las cuestiones medioambientales. Alto grado de concentración entre Estados miembros. Iniciativas para abordarlos: El documento de estrategia de la CE sobre la visión a medio plazo sugiere: un proceso de toma de decisiones claro, certidumbre para los inversores sobre el régimen regulador, un enfoque europeo más amplio. Las directrices para las redes transeuropeas y una lista de proyectos de infraestructura energética prioritarios. El documento de CEER sobre el control regulatorio y la retribución de la infraestructura define distintas opciones de marcos regulatorios para las interconexiones. El documento de estrategia también propone: desinversión y cesión de capacidad, mecanismos para asignar la capacidad de interconexión, un diseño del mercado que promueva un mix de contratos a corto y largo plazo, seguimiento del mercado, transparencia sobre la disponibilidad de las centrales eléctricas, participación de la demanda en los mercados mayoristas y de balance.

57 57 7. España vs. Europa (14 de 15) El futuro (4 de 4) El sector eléctrico: problemas, desafíos e iniciativas para abordarlos 3. La SdS desde la perspectiva de cada Estado miembro y los tres pilares La política energética intenta conseguir un equilibrio entre estos tres pilares: Seguridad de Suministro Protección del medioambiente Eficiencia económica Por ejemplo, el afán de los gobiernos por garantizar la seguridad energética a escala nacional motiva su reticencia a modificar la estructura de los mercados. Se pueden encontrar ejemplos de ello en distintos países. 4. La Ampliación Los diez nuevos miembros han tenido que adoptar el acervo comunitario en materia de energía. Aún así, tanto la estructura de sus mercados como su grado de liberalización es muy desigual.

58 58 7. España vs. Europa (15 de 15) El “trilema” de España ante el Mercado Único de la Energía Eléctrica Escenario europeo Control pérdida de jurisdicción Autonomía energética Control “Incumbents’ market share” Estabilidad regulatoria Control “European M&A”

59 59 1.Coyuntura Regulatoria 2.Oferta y Demanda 3.Precios del Mercado Mayorista 4.Costes de Transición a la Competencia, Moratoria Nuclear y Déficit Tarifario 5.Precios en el Mercado Minorista 6.Actividades Reguladas 7.España vs. Europa 8.Conclusiones Indice

60 60 8. Conclusiones (1 de 3) 1.En España el crecimiento de la demanda ha sido sostenido y los índices de cobertura han alcanzado valores preocupantes. Un nuevo ciclo inversor basado en CCGT está corrigiendo desde 2003 la situación. El aprovisionamiento y las infraestructuras de Gas Natural están siendo críticas. 2.Mientras no exista un adecuado nivel de interconexión entre España y el resto de Europa, deberá mantenerse una metodología de fijación de tarifas para corregir las imperfecciones de un mercado oligopólico. 3.Sin embargo, tarifas excesivamente bajas pueden desalentar futuros oferentes y llevarnos a falta de cobertura. 4.Las nuevas conexiones internacionales deberán hacerse tanto por razones de seguridad como de mercado.

61 61 5.Si el diferencial de precios entre Europa Continental y la Península Ibérica se sigue manteniendo, tendrá sentido incrementar la capacidad de intercambio comercial más allá de la recomendación de la Comisión Europea del 10%. 6.Las tarifas de acceso e integrales deberán ser suficientes para cubrir el coste de las actividades reguladas, evitando nuevos déficits tarifarios. 7.Las actividades reguladas de Transporte y Distribución deberán disponer de un sistema de información de costes capaz de mostrar su correcta asignación y que el consumidor pueda tener confianza de que paga lo correcto y recibe el nivel de calidad adecuado. 8. Conclusiones (2 de 3)

62 62 Deberán superarse la triple paradoja ligada al “trilema” a las que estamos enfrentados en España:  “Cap” tarifario frente a expansión del parque generador.  Falta de interconexiones y poca contestabilidad de precios frente a la necesidad de una metodología tarifaria mientras subsista la actual estructura sectorial.  Reconocimiento de derechos pasados (CTC, moratoria nuclear, déficit tarifario) que distorsionan el mercado, frente a la necesidad de que aparezcan nuevos actores. 8. Conclusiones (3 de 3)

63 63 C.N.E. www.cne.es website: www.cne.es Jordi Dolader i Clara [email protected] e-mail: [email protected] FIN DE LA PRESENTACIÓN