Inquietud en la autoridad de competencia española por la cada vez mayor cuota de mercado de las grandes eléctricas. El consejero de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) Josep María Salas, que acaba de ser nombrado parte de la Sala de Supervisión Regulatoria del organismo, ha alertado este miércoles de su «preocupación» por la «tendencia de concentración» del mercado minorista de la electricidad que se ha visto acrecentada por la «crisis energética». Salas realizó estas declaraciones en su intervención durante la celebración del congreso anual de la patronal eléctrica Aelec, que agrupa a Iberdrola, Endesa y EDP, tres de las cuatro empresas junto con Naturgy, que en España tienen presencia dominante toda la cadena de suministro eléctrico, desde la distribución hasta la generación y la comercialización.

La tendencia de años atrás en la que las pequeñas comercializadoras se habían comenzado a hacer un hueco en un mercado dominado tradicionalmente por estos gigantes, dio un vuelco a partir de 2021. Las compañías ‘independientes’ empezaron entonces a perder clientes por primera vez en detrimento de las grandes que, a su vez, engordaron su cuota de mercado en el mercado libre, mucho más rentable para ellas al poder poner el precio que ellas mismas determinen, frente al regulado, que está vinculado al mercado mayorista. «Lo que se ha producido es una consecuencia de clientes que han huido del PVPC actual, que se han ido a contratos a largo plazo. Es una realidad del mercado y la CNMC tiene sus funciones de supervisión y determinará, pero es una realidad que se ha producido», ha afirmado la presidenta de Aelec, Marina Serrano, en declaraciones en el mismo foro.

En su último informe sobre mercado minorista, la CNMC advierte que el proceso de concentración «en favor de los grupos verticalmente integrados» se debe a la relación endogámica –principalmente entre producción y venta de electricidad– que les ofrece una ventaja frente a las comercializadoras independientes gracias a los contratos bilaterales intragrupo (acuerdos de compraventa de energía a su propia comercializadora). Así, mientras las pequeñas comercializadoras no podían hacer frente «a los contratos a precios fijos realizados con clientes», tenían dificultades para «encontrar coberturas a largo plazo a precios competitivos» y se veían inmersos en «tensiones financieras para poder hacer frente a las compras de energía y a las garantías en los mercados», las empresas tradicionales que contaban «con cobertura natural, especialmente favorable en el caso de la generación inframarginal«, explica el regulador que dirige Cani Fernández.

El cambio claro se produjo a mediados de 2021, cuando el incremento en los mercados mayoristas, llevó a un proceso de concentración «en favor de los grupos verticalmente integrados«, según revela el regulador en su último informe sobre este mercado. Esa relación endogámica –principalmente entre producción y venta de electricidad– les ofrece una ventaja frente a las comercializadoras independientes gracias a los contratos bilaterales intragrupo (acuerdos de compraventa de energía a su propia comercializadora), según explica la CNMC. Así, mientras las pequeñas comercializadoras no podían hacer frente «a los contratos a precios fijos realizados con clientes», tenían dificultades para «encontrar coberturas a largo plazo a precios competitivos» y se veían inmersos en «tensiones financieras para poder hacer frente a las compras de energía y a las garantías en los mercados», las empresas tradicionales que contaban «con cobertura natural, especialmente favorable en el caso de la generación inframarginal«, explica el regulador que dirige Cani Fernández.

Las tecnologías inframarginales son, fundamentalmente, la nuclear e hidráulica, que componen un tercio de la generación eléctrica en España y que en su mayoría corresponden a las grandes eléctricas. En 2022, Endesa e Iberdrola concentraron el 90% de la energía nuclear generada, mientras que el resto correspondió a Naturgy (7,9%) y a EDP (2,1%). En el caso de la hidráulica, Endesa e Iberdrola concentran el 25% y el 47%, respectivamente, seguidas de Natugry (8,5%), Repsol (7,4%), Acciona 87,3%) y EDP (2,8%). Por como está diseñado el mercado mayorista europeo, sobre la base de un sistema marginalista, el precio final del mercado en un alto porcentaje de las horas el día lo determina las centrales de gas, que vieron como sus costes se disparaban con la guerra de Ucrania, pero ese precio lo recibirán todas las tecnologías que ingresan en el mercado. De este modo, las que no utilizan los combustibles fósiles para la producción de electricidad han incrementarían sus ingresos en medio de la espiral alcista del gas.

Para evitar estos ‘beneficios caídos del cielo’, el Gobierno puso en marcha a finales de 2021 un precio máximo a la venta nuclear e hidráulica de 67 euros por megavatio-hora (MWh) y anunció que obligaría a las grandes eléctricas a vender un 25% de su energía a las comercializadoras más pequeñas para fomentar la contratación a plazo. Las eléctricas defendieron que estas tecnologías no les produce ingresos extra porque toda la energía la tienen vendida con anterioridad y, por tanto, comprometida. Sin embargo, la mayoría de la energía inframarginal la venden a su propia comercializadora, lo que retroalimentó su poder de mercado al poder ofrecer precios más bajos que sus competidoras que tienen que ir al mercado. En 2022, el 91,5% de la energía nuclear generada fue vendida en contratos bilaterales intragrupo, porcentaje que en el caso de la generación hidráulica fue del 72%, según un análisis publicado por el Banco de España sobre los efectos de la crisis energética en las empresas eléctricas, a partir de los datos del operador del mercado ibérico (OMIE).

«En periodos de relativa estabilidad de precios en los mercados mayoristas (…) las comercializadoras no integradas integradas verticalmente pueden cubrise con facilidad ante las variaciones de precio en los mercados a plazo. Pero, en una situación como la de 2021-2022, los incrementos de precios en los mercados a plazo –y, por tanto, los incrementos de las comisiones y las garantías requeridas– generaron dificultades adicionales, desde el punto de vista financiero, para las comercializadoras de menor tamaño. Asimismo, al no participar estas últimas en la actividad de la generación, no contaron con la cobertura natural que supone la integración vertical y que se evidencia por medio de la compra de electricidad a través de los contratos bilaterales intragrupo», explica el supervisor bancario en su análisis.