- 1 -

ANÁLISE DOS EFECTOS DA

OPERACIÓN DE CONCENTRACIÓN

GAS NATURAL–ENDESA EN

GALICIA

- 2 -

- 3 -

ÍNDICE

1. INTRODUCIÓN............................................................................................... 5

2. RESUMO EXECUTIVO...................................................................................... 9

3. DESCRICIÓN DA OPERACIÓN DE CONCENTRACIÓN GAS NATURAL-

ENDESA....................................................................................................... 31

4. SECUENCIA DE FEITOS RELEVANTE ............................................................. 37

5. ALCANCE DA ANÁLISE DOS EFECTOS .......................................................... 45

6. IDENTIFICACIÓN DOS MERCADOS AFECTADOS ............................................ 51

7. SITUACIÓN DOS MERCADOS DA ELECTRICIDADE E DO GAS EN GALICIA

PREVIAMENTE Á OPERACIÓN ....................................................................... 77

8. IDENTIFICACIÓN DOS EFECTOS DA OPERACIÓN SOBRE A COMPETENCIA

EN GALICIA .............................................................................................. 125

9. DECISIÓN DO CONSELLO DE MINISTROS DO 3 DE FEBREIRO DO 2006.......... 173

10. ESTIMACIÓN DOS EFECTOS DA OPERACIÓN EN GALICIA A PARTIR DO

ACORDO DO CONSELLO DE MINISTROS DE 3 DE FEBREIRO DO 2006 ................ 185

- 4 -

- 5 -

1. INTRODUCIÓN.

- 6 -

- 7 -

O día 7 de febreiro de 2006 tivo entrada no Tribunal Galego de Defensa da Competencia (TGDC) un escrito do conselleiro de Innovación e Industria no que solicitaba a este organismo a realización dun estudo sobre as consecuencias que para a competencia en Galicia tería a execución da OPA de GAS NATURAL SDG, S.A. sobre ENDESA, S.A.

No Pleno do TGDC do día 14 de febreiro de 2006, este

organismo debateu sobre a citada solicitude ao abeiro das funcións asignadas ao mesmo. Neste sentido cómpre recoñecer, en primeiro lugar, que o TGDC non ten competencias sobre a análise de operacións de concentración máis alá dos supostos contemplados na Lei 6/2004 de 12 de xullo, nos puntos b), c) e d) do artigo 1º.3, que se refiren exclusivamente a peticións expresas do Tribunal de Defensa da Competencia e o Servizo de Defensa da Competencia sobre a materia, así como a solicitude de comparecencia do TGDC. Tamén cómpre sinalar que a actuación do TGDC, igual que a de calquera outro órgano oficial de defensa da competencia, está deseñada para proporcionar ao órgano decisor -o Consello de Ministros-, unha análise técnica sobre as consecuencias da operación examinada.

Do anterior resulta que, primeiro, o TGDC non ten entre as

súas funcións explícitas a de elaborar informes sobre os efectos sobre a competencia de concentracións de empresas con establecementos na nosa comunidade a solicitude das consellarías da Xunta de Galicia. E, segundo, dado que tales informes serven de base para á decisión do órgano responsable, a súa elaboración ten sentido antes de que este toma a súa decisión, pero non despois. Destes puntos resulta obvio que o informe solicitado pola Consellaría de Innovación e Industria non se debe asimilar a un informe previo á decisión que, por outra parte, non é potestativa da citada consellería.

No que respecta ás funcións do TGDC cómpre sinalar que,

segundo o artigo 1 do Decreto 20/2005, do 3 de febreiro, de

- 8 -

desenvolvemento da Lei 6/2004, do 12 de xullo, reguladora dos órganos de defensa da competencia da Comunidade Autónoma de Galicia, o TGDC poderá promover a realización de estudos en materia de competencia1.

O interese da Consellaría de Innovación e Industria, e máis do

propio TGDC, de coñecer os efectos sobre a competencia en Galicia da operación de concentración económica GAS NATURAL SDG, S.A.-ENDESA, S.A., levou a que, no antedito Pleno, o TGDC acordara a elaboración dunha análise previsional dos efectos sobre a competencia en Galicia da citada operación a partir do Acordo do Consello de Ministros do 3 de febreiro de 2006 (ORDEN EHA/193/2006), no que se decidiu “subordinar a la observancia de condiciones la operación de concentración económica consistente en la toma de control exclusivo de ENDESA, S.A. por parte de Gas Natural SDG, S.A.”. Como relator da mesma foi nomeado a D. José A. Varela González.

Desta análise cómpre sinalar que se centra exclusivamente

nas consecuencias da antedita operación; non examinando os efectos que puideran derivarse da contra-OPA de E.ON AG., proposta con posterioridade.

Aínda que neste intre a citada operación está suspendida

cautelarmente como consecuencia dun Auto do Xulgado do Mercantil número 3 de Madrid, relativo ao acordo entre GAS NATURAL SDG, S.A. e máis IBERDROLA, S.A., e outro da Sala do Contencioso-Administrativo do Tribunal Supremo, relativo ao Acordo do Consello de Ministros do 3 de febreiro de 2006, o TGDC entende que a análise realizada contribúe a un mellor coñecemento da situación dos sectores da electricidade e do gas en Galicia.

1 Se se considera conveniente que o TGDC realice estudos sobre a competencia a proposta das consellarías da Xunta de Galicia, tal tarefa debería ser incorporada dun xeito explícito na normativa correspondente.

- 9 -

2. RESUMO EXECUTIVO

- 10 -

1. O día 7 de febreiro de 2006 tivo entrada no TGDC un escrito do conselleiro de Innovación e Industria no que solicitaba a este organismo a realización dun estudo sobre as consecuencias que para a competencia en Galicia tería a execución da OPA de GAS NATURAL SDG, S.A. (GAS NATURAL) sobre ENDESA, S.A. (ENDESA).

2. O interese da Consellaría de Innovación e Industria, e máis

do propio TGDC, de coñecer os efectos sobre a competencia en Galicia da operación de concentración económica GAS NATURAL-ENDESA, levou a que, no Pleno do día 14 de febreiro de 2006, o TGDC acordara a elaboración dunha análise previsional dos efectos sobre a competencia en Galicia da citada operación a partir do Acordo do Consello de Ministros do 3 de febreiro de 2006 (ORDEN EHA/193/2006).

Descrición da operación.

3. O día 5 de setembro de 2005, a empresa GAS NATURAL

rexistra ante a Comisión Nacional do Mercado de Valores unha Oferta Pública de Adquisición (OPA) das accións de ENDESA pola totalidade do capital social desta última.

4. No expediente da operación de toma de control exclusivo

de ENDESA notificado ao Servizo de Defensa da Competencia, a empresa opante, GAS NATURAL, identifica unha serie de efectos anticompetitivos da operación polo que, para a súa corrección, presenta un plan de compromisos. Estes son de dous tipos: (i) ligados a un contrato coa empresa IBERDROLA S.A. (IBERDROLA) e (ii) outros compromisos.

Mercados afectados. 5. Dende o punto de vista dos produtos, o ámbito económico

relevante na operación de concentración GAS NATURAL–ENDESA é o enerxético e, máis en particular, os mercados de

- 11 -

electricidade e de gas natural. Para as autoridades españolas e comunitarias de defensa da competencia, o mercado do gas natural é distinto do da electricidade. Elo é así porque aínda que na actualidade pode existir certa substitución entre o gas natural e a enerxía eléctrica en certos usos ou prestacións, esta é limitada.

6. Dado o anterior, a presente análise examina os potenciais

efectos horizontais, verticais e conglomerais da operación citada nos mercados de electricidade e de gas en Galicia.

7. A Lei 54/1997, do Sector Eléctrico, consagrou a

separación entre actividades reguladas e liberalizadas segundo o carácter, ou non, de monopolio natural das mesmas. Este criterio leva a identificar no sector eléctrico dúas actividades liberalizadas -xeración e comercialización de electricidade-, e dúas reguladas -transporte e distribución de electricidade-.

8. No ditame da operación de concentración GAS NATURAL–

ENDESA, o Tribunal de Defensa da Competencia identifica 5 mercados relevantes no sector da electricidade. Son os seguintes: (i) mercado polo xunto, (ii) mercado de restricións técnicas, (iii) mercado de xestión da rede de distribución, (iv) mercado de subministro a clientes de alta tensión, e (v) mercado de subministro a clientes de baixa tensión. Esta identificación é tomada como referencia nesta análise.

9. No ámbito do gas, a Lei 34/1998, do Sector de

Hidrocarburos, a regasificación, o almacenamento estratéxico, o transporte e a distribución de gas natural teñen carácter de actividades reguladas; polo contrario, os mercados de aprovisionamento de gas e de subministro polo miúdo están liberalizados.

10. No ditame da operación de concentración GAS NATURAL–

ENDESA, o Tribunal de Defensa da Competencia identifica

- 12 -

como relevantes no sector do gas natural os 7 mercados seguintes: (i) mercado de aprovisionamento; (ii) mercado de infraestruturas de importación; (iii) mercado da rede interna de transporte; (iv) mercado de distribución; (v) mercado de subministro a grandes clientes industriais; (vi) mercado de subministro a centrais de ciclo combinado; e (vii) mercado de subministro a consumidores doméstico-comerciais e PEMES. Esta identificación é tomada como referencia nesta análise.

11. O feito de que, tanto no sector eléctrico como no sector

do gas, se consideren relevantes á operación mercados regulados débese a súa incidencia potencial sobre o desenvolvemento das actividades en competencia.

12. A meirande parte dos mercados de electricidade e de gas

natural identificados como relevantes polo Tribunal de Defensa da Competencia teñen unha dimensión xeográfica peninsular española. Soamente teñen dimensión local –galega no noso caso- os seguintes: (i) mercado de restricións técnicas, (ii) mercado de distribución de electricidade e (iii) mercado de distribución de gas natural. O mercado de aprovisionamento de gas ten unha dimensión cuasi-mundial.

Situación dos mercados en Galicia. 13. Os mercados da electricidade e do gas natural en Galicia

sitúanse nunha contorna específica: a delimitada polas características dos sectores enerxéticos, as normativas e as políticas enerxéticas de España e da Unión Europea.

14. Os principios que informan o modelo actual dos sectores

enerxéticos en España, parafraseando os principios guía da lei do sector eléctrico, son os seguintes: (i) respecto á autonomía empresarial; (ii) introdución da libre competencia nas actividades nas que é factible; (iii) descentralización da asignación e xestión dos riscos de investimento; (iv) definición

- 13 -

de obxectivos sociais e obrigas de servizo público; e (v) existencia dun ente regulador independente.

15. Na actualidade, segundo recolle o “Libro Blanco sobre la

reforma del marco regulatorio de la generación eléctrica en España” (2005), entre as características do sistema eléctrico español atópanse as seguintes:

- unha estrutura de mercado inadecuada para soportar

unha verdadeira competencia, - un prezo de mercado da enerxía que, na realidade, ten

escasa relevancia, - unha estrutura tarifaria que ignora o prezo de mercado da

enerxía, que compite coa actividade de comercialización e que case non envía sinais económicas ao consumo,

- un procedemento de garantía de potencia custoso e que garante moi pouco,

- un mecanismo de recuperación dos custos de transición á competencia (CTC) que introduce distorsión no mercado, que presenta serias ambigüidades na súa aplicación e que non parece que resolva ben o desexable equilibrio entre consumidores e empresas no longo prazo,

- un mercado polo miúdo entorpecido polas barreiras á entrada creadas por unha insuficiente separación entre a distribución e a comercialización libre, así como pola competencia da tarifa integral,

- unha rede de transporte que ten que dar resposta a unha avalancha de solicitudes de acceso pero cuxo necesario desenvolvemento está dificultado por trabas administrativas, restricións medioambientais e políticas, incerteza respecto á firmeza de intención dos solicitantes e ausencia de sinais económicas de localización,

- unha operación do sistema que ten que incorporar crecentes cantidades de xeración non xestionable sen contar con recursos físicos e normativos para elo,

- 14 -

- un modelo enerxético insostenible, que necesita un plan global para integrar as distintas liñas de actuación e as decisións de política enerxética que cómpre comezar a implantar canto antes,

- a necesidade de harmonización regulatoria con Portugal para poder construír o Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL).

16. A política enerxética, nas diferentes áreas territoriais

relevantes -Unión Europea, España e Galicia-, está orientada polos tres obxectivos seguintes: (i) seguridade do abastecemento, continuo e de alta calidade, para todos os consumidores; (ii) competitividade dos prezos das enerxías finais, baseada en custos reais, especialmente comparados en España cos dos países da Unión Europea; e (iii) desenvolvemento sostible. Adicionalmente a estes obxectivos, a UE ten establecido o de acadar o mercado único da enerxía.

17. O problema da xestión do sistema enerxético é que

algúns dos obxectivos anteriores son antagónicos entre eles. Así, maior fiabilidade na subministración leva a maiores custos e, polo tanto, maiores prezos. Do mesmo xeito, mellor calidade do servizo e internalización dos custos ambientais implican tamén maiores prezos.

18. A enerxía dispoñible total de Galicia repártese entre

electricidade (29,1%), calor (20,5%) e produtos petrolíferos (49,6%). Dos 2.571 ktep de electricidade dispoñibles reais (2.718 ktep-147 ktep perdidos en transporte e distribución), Galicia consume internamente o 59,2% e exporta o 40,7% restante -é exportadora neta de electricidade. Neste marco de produción e consumo enerxético sitúase o interese da análise dos efectos da OPA GAS NATURAL–ENDESA en Galicia.

19. No sector eléctrico de Galicia están presentes os dous

grupos españois principais -ENDESA e IBERDROLA-, así como

- 15 -

o terceiro, UNIÓN FENOSA. Este último ten unha presenza relativa en Galicia sensiblemente superior a que ten como media en España, xa que ocupa a primeira posición en potencia (28,0%) e a segunda en electricidade xerada (24,3%).

20. A situación da xeración de electricidade en Galicia pode

caracterizarse do seguinte modo: (i) o parque galego de xeración eléctrica achega unha porcentaxe sobre a potencia total española por riba da súa contribución ao P.I.B. español; (ii) no segmento das enerxías renovables, o parque galego de xeración eléctrica supón unha porcentaxe sobre o español aínda máis por riba do correspondente ao parque total; (iii) as centrais hidráulicas, de carbón e eólicas achegan o 85,3% da potencia instalada en Galicia; (iv) en termos de xeración eléctrica bruta, Galicia aporta unha porcentaxe ao sistema eléctrico español superior a súa cota sobre o P.I.B. español; e (v) este último gap aínda é maior cando se considera soamente a produción eléctrica obtida a partir de fontes renovables.

21. O mix tecnolóxico galego se diferenza do total español.

Así, mentres que en Galicia as centrais que achegan máis potencia son as hidráulicas, térmicas de carbón e eólicas; en España, o son as de produtos petrolíferos e gas natural, hidráulicas, térmicas de carbón, eólicas e nucleares.

22. Os tres grupos empresariais principais -ENDESA, UNIÓN

FENOSA e IBERDROLA- xeran conxuntamente o 78,4% da electricidade neta producida en Galicia.

23. No período 2004-2011 estímase que a potencia instalada

para xeración de electricidade medrará en Galicia en 6.152 MW. Este aumento de potencia provirá basicamente de incrementos en enerxía eólica (4.824 MW) e en ciclos combinados con turbina de gas (1.170 MW). Suposto o cumprimento dos prognósticos, no 2011 as tres tecnoloxías máis importantes en Galicia serán a: (i) eólica: 6.648 MW

- 16 -

(46,2%); (ii) hidráulica: 2.997 MW (20,8%); e (iii) térmica: 2.420 MW (16,8%). En total estas tres tecnoloxías achegarán nese ano o 83,8% da potencia total instalada en Galicia.

24. O mercado de restricións técnicas ten escasa relevancia en

Galicia. As restricións técnicas teñen unha elevada concentración xeográfica en seis provincias españolas, ningunha galega. Neste sentido cabe apuntar que, nos últimos catro anos, soamente houbo que recorrer a este mecanismo na provincia da Coruña, no ano 2003, sendo a porcentaxe moi pequena (0,21%).

25. A xestión da rede de distribución de electricidade en

Galicia é realizada basicamente por UNIÓN FENOSA. Segundo a base de datos de liquidacións, no 2003 a cota de distribución de UNIÓN FENOSA foi do 94,26%. Pola súa banda, de acordo cos datos do INEGA, UNIÓN FENOSA distribuíu o 90,8% da electricidade total.

26. O subministro a clientes finais constitúe o mercado polo

miúdo do sector eléctrico. Supón a venda de enerxía aos consumidores finais ou a outros distribuidores, sexa a tarifa, sexa a prezo libre.

27. En Galicia, o mercado a tarifa supón o 75,3% do total e,

por tanto, o 24,7% restante corresponde ao mercado de prezo libre. Estes valores contrastan cos correspondentes a España onde só arredor do 60% da enerxía eléctrica foi subministrada aos consumidores no mercado a tarifa e arredor do 40% no mercado de prezo libre.

28. No mercado de subministro aos clientes finais UNIÓN

FENOSA ten, en Galicia, unha cota de mercado do 77,6%, mentres que ENDESA e IBERDROLA soamente acadan o 2,3% e o 2,9%, respectivamente.

- 17 -

29. En Galicia, o consumo de gas natural no ano 2003 medrou un 36% con respecto ao consumo do 2002. Malia este incremento, o consumo de gas natural en Galicia en relación a España é cativo (o 1,60% do total español).

30. A baixa participación relativa galega no consumo de gas

natural en España é consecuencia, sobre todo, da non existencia no territorio galego de centrais eléctricas de ciclo combinado de gas, que demandan un volume de gas importante como combustible para a xeración de electricidade.

31. A previsión da demanda total de gas natural en Galicia no

2011 é de 2,2 bcm (22.000 Mte), cantidade que supón o 5,0% da demanda total de España. Polo tanto, nos vindeiros anos estímase un medre do consumo de gas en Galicia superior á media española, o que tenderá a reducir a desviación existente neste consumo respecto doutros índices relativos da nosa comunidade.

32. No relativo ao mercado de aprovisionamento de gas, dada

a súa natureza, non se pode falar de aprovisionamentos específicos para as comunidades autónomas.

33. As infraestruturas de importación de gas existentes en

España en decembro de 2004, eran as seguintes: tres almacenamentos subterráneos, nove estacións de compresión, catro plantas regasificadoras e catro conexións internacionais. Neste sistema, Galicia só participa na conexión Portugal-Tui.

34. A situación anterior está a mudar axiña, pois se prevé que

no 2006, ou comezos do 2007, entre en funcionamento a planta regasificadora de REGANOSA. Esta terminal de recepción, almacenamento e regasificación de gas natural licuado (GNL) será o único activo deste tipo localizado en Galicia.

- 18 -

35. Cando estea en funcionamento a planta regasificadora o gas natural (GN) terá entrada en Galicia dende o exterior de España, vía Portugal, e o GNL tamén terá entrada dende o exterior vía esta nova infraestrutura localizada en Mugardos.

36. A rede de transporte de gas en Galicia está formada polo

gasoduto troncal en alta presión a 80 bares que transcorre dende Ribadeo ata Tui (275 km), do que parten os ramais ás principais cidades; a partir destes ramais desenvólvese toda a rede de gas galega. ENAGAS é a empresa propietaria do gasoduto Ribadeo–Tui e dos ramais de 80 bares.

37. A rede de distribución de gas natural existente en Galicia

permite distribuílo en 43 concellos, dos cales 19 están na provincia de Pontevedra, 17 na da Coruña, 4 na de Ourense e 3 na de Lugo. Esta rede dá servizo a algo máis de 143.000 clientes.

38. No mercado de distribución de gas natural de Galicia,

segundo datos proporcionados polo INEGA, están operativas 4 empresas cunha cota de mercado superior ao 1%: GAS GALICIA, SDG S.A.; GAS NATURAL DISTRIBUCIÓN SDG, S.A.; GAS NATURAL LA CORUÑA, S.A.; e GAS DIRECTO S.A. As tres primeiras están integradas no grupo GAS NATURAL, mentres que a cuarta está no grupo UNIÓN FENOSA. Segundo a CNE, a cota conxunta das empresas do grupo GAS NATURAL é o 97,54%, mentres que a de GAS DIRECTO é o 2,46%.

39. O mercado de subministro polo miúdo de gas en Galicia

ten unha participación relativa pequena no total español, xa que a demanda galega de gas natural só supón o 1,6%.

40. O número de consumidores de gas natural, en Galicia en

2005, foi de 161.002, cun crecemento do 13,6% sobre o ano anterior.

- 19 -

41. No relativo ao reparto por tipo de consumidores, no ano 2003, o 82% do consumo total de gas en Galicia correspondeu a consumo industrial e de coxeración, e o 18% restante ao sector doméstico e comercial.

42. No mercado galego de subministro de gas natural polo

miúdo están activas 11 empresas, se ben soamente 4 teñen cotas de mercado por enriba do 3%. Estas son: GAS NATURAL COMERCIALIZADORA (44,0%); GAS NATURAL SERVICIOS (16,2%); UNIÓN FENOSA GAS COMERCIALIZADORA (19,0%) e ENDESA ENERGÍA (4,1%). As dúas primeiras pertencen ao grupo GAS NATURAL e xuntas acadan unha cota de mercado do 60,2%.

Efectos da operación en Galicia. 43. A operación de concentración GAS NATURAL–ENDESA ten

potencialmente efectos: (i) sobre a competencia e (ii) industriais e laborais. Mentres que os efectos sobre a competencia tenden a ser xerais, e afectan aos mercados no nivel en que están definidos; os segundos tenden a ser locais, afectando directamente as zonas onde se localizan os establecementos industriais.

44. Os efectos dunha concentración sobre a competencia

poden ser de tres tipos: (i) horizontais, (ii) verticais, e (iii) conglomerais. Estes efectos, a nivel español, foron analizados polos organismos que preceptivamente teñen encomendada esta tarefa, isto é, o TDC e a CNE.

45. Para que unha operación de concentración provoque

efectos anticompetitivos nun determinado mercado teñen que darse dúas condicións. Primeira, as empresas participantes na mesma deben estar activas no mercado afectado e, segunda, o mercado debe estar liberalizado.

- 20 -

46. O feito de que o mercado deba estar liberalizado fai que, por exemplo, nos mercados de distribución de electricidade e de gas non se produzan efectos horizontais sobre a competencia. Malia isto, tales mercados foron considerados relevantes na operación polos efectos verticais e/ou conglomerais que poderían xerar.

47. Unha operación de concentración terá efectos horizontais

anticompetitivos nun mercado cando, como consecuencia dela, se produza: (i) unha diminución actual significativa do número de oferentes, xa que reduce as alternativas de elección dos consumidores e facilita a colusión; (ii) un incremento do poder de mercado dos operadores actuais, xa que incentiva o aumento dos prezos; e (iii) unha elevación das barreiras á entrada no mercado, xa que aumenta os obstáculos para que existan ofertas de novos entrantes, facilita a utilización de maiores marxes e reduce os incentivos á innovación.

48. Antes de identificar os efectos horizontais da operación

examinada debe subliñarse que as consideración específicas para Galicia deben contextualizarse atendendo á dimensión xeográfica do mercado correspondente. Por exemplo, un incremento do grao de concentración dun mercado galego non implicaría un incremento do poder de mercado dos operadores se a dimensión relevante dese mercado é peninsular española.

49. O mercado de xeración polo xunto de electricidade ten

dimensión peninsular española. Neste mercado, a execución da operación tería como efecto a desaparición de GAS NATURAL como competidor. Dado que esta empresa é crible, eficiente e con perspectivas de crecemento no curto prazo mediante ciclos combinados, a súa desaparición podería ter consecuencias anticompetitivas.

50. Neste mesmo mercado, pero atendendo ao “índice

Herfindahl-Hirschmann” (IHH) e ao “índice de pivotalidade”, a

- 21 -

operación –sen desinversións- podería xerar problemas de competencia efectiva, xa que ten potencial para reforzar o poder de mercado das empresas agora dominantes.

51. No caso de considerar a operación con desinversións, o

grao de concentración diminuiría respecto da situación previa á concentración e, polo tanto, tamén o poder de mercado, se as desinversións dos activos de ENDESA, nunha contía por riba dos 4.300 MW, foran adquiridas por algún incúmbente pequeno ou por un novo entrante. Estas opcións permitirían mellorar a situación do mercado con respecto á situación preexistente.

52. Especificamente en Galicia a operación non levaría á

diminución do número de operadores no mercado de xeración de electricidade, xa que GAS NATURAL non ten centrais de xeración localizadas no territorio galego. Polo mesmo, a operación –sen desinversións- tampouco modificaría o grao de concentración da oferta específica en Galicia.

53. No caso de considerar a operación con desinversións, a

situación resultante na nosa comunidade dependería da contía das mesmas e de que empresa fora a compradora dos activos.

54. O mercado de restricións técnicas é de dimensión local.

Sen embargo, nos últimos catro anos soamente houbo que recorrer ao mecanismo das restricións técnicas no 2003, e só na provincia da Coruña nunha porcentaxe moi pequena. Por mor disto, considérase que a operación non ten incidencia neste mercado galego.

55. Os mercados de subministro de electricidade aos clientes

finais teñen unha dimensión peninsular española se ben, para a Comisión Nacional de Enerxía (CNE), cun matiz local. En base ás medidas do grao de concentración, o TDC estima que a operación reforzaría a posición da entidade resultante nestes

- 22 -

mercados, con risco para o mantemento da competencia efectiva nos mesmos. Pola súa banda, a CNE entende que a operación, sen considerar desinversións, implicaría un aumento dos niveis de concentración no mercado liberalizado de electricidade; este efecto considérase prexudicial, dado que os actuais niveis de concentración son elevados.

56. Non existe un efecto específico nos mercados de

subministro polo miúdo de Galicia xa que GAS NATURAL non participa nestes mercados. Ademais ENDESA soamente conta cunha cota de mercado do 2,3%.

57. O mercado de aprovisionamento de gas ten unha

dimensión xeográfica cuasi-mundial. Neste mercado, a nivel español, os organismos reguladores identifican, máis aló do efecto da operación na cota de mercado, un efecto cualitativo moi importante, como é a desaparición de CARBOEX, empresa do Grupo ENDESA, presente no mercado de aprovisionamento con contratos de importación de gas con subministradores internacionais e con incentivos económicos á expansión.

58. Os mercados de subministro de gas aos clientes finais

teñen unha dimensión peninsular española, aínda que segundo a CNE, con matiz local.

59. No mercado de subministro polo miúdo de gas natural en

Galicia, GAS NATURAL ten unha posición dominante (60,2%). A operación aumentaría a concentración neste mercado xa que a cota de mercado da nova entidade sería do 64,3%, como consecuencia da adición da participación de ENDESA (4,1%).

60. No mercado de prezo libre, GAS NATURAL é o grupo

dominante, mentres que ENDESA se sitúa na terceira posición. A cota de GAS NATURAL sobre as vendas no mercado liberalizado galego en 2004 acadou o 54,5% e a de ENDESA o 6,5%, polo que ao engadir ambas, a cota da empresa

- 23 -

resultante acadaría o 61,0%. O segundo grupo empresarial foi UNIÓN FENOSA, có 27,8%.

61. Ademais dos efectos horizontais nos mercados, unha

operación de concentración económica pode ter efectos verticais se as empresas participantes están integradas verticalmente, é dicir, desenvolven actividades correspondentes ás diferentes fases da cadea de valor dun determinado sector. No caso da operación GAS NATURAL–ENDESA os efectos verticais poden producirse tanto no sector da electricidade como no sector do gas.

62. No sector da electricidade peninsular español, a operación

de concentración GAS NATURAL–ENDESA, reforzaría a integración vertical da entidade resultante. Esta maior integración podería dar lugar a unha elevación das barreiras á entrada de novos operadores a través dun incremento dos incentivos ao traslado de rendas entre as diversas actividades ou polas vantaxes derivadas da información asimétrica dos operadores.

63. No sector da electricidade dúas relacións son

significativas dende a perspectiva dos efectos verticais: (i) xeración–subministro, e (ii) distribución–subministro. Asemade tamén pode ter efectos verticais a integración nunha mesma empresa (ou grupo empresarial) das actividades de fornecemento de gas e de xeración mediante ciclo combinado.

64. Segundo os informes, a integración vertical reforzada de

GAS NATURAL-ENDESA permitiralle aumentar os prezos do gas natural como input para a xeración e, en paralelo, aumentar os prezos do pool, aproveitando ademais a información sensible dos competidores aos que subministre gas.

65. Especificamente en Galicia, coas limitacións que supón

esta delimitación dende a perspectiva dos efectos, a relación

- 24 -

“xeración–subministro” non é relevante para as empresas que participan na operación de concentración. Isto é así porque: (i) ENDESA ten en Galicia centrais de xeración de electricidade, pero non coa tecnoloxía de ciclos combinados; (ii) ENDESA ten en Galicia centrais de xeración de electricidade, pero ten unha participación escasa no subministro polo miúdo; e (iii) GAS NATURAL non ten centrais de xeración en Galicia.

66. No relativo á relación “distribución–subministro”, o feito

de que a rede de distribución de electricidade galega estea xestionada case na súa totalidade por UNIÓN FENOSA, operador que non participa na operación, ten como resultado que non se poda falar neste caso de efectos verticais específicos derivados da operación.

67. A relación “subministro de gas–xeración eléctrica

mediante ciclos combinados” tampouco pode producirse dun xeito específico en Galicia por non existir na nosa comunidade centrais con esta tecnoloxía.

68. Por tanto, en Galicia, os efectos verticais da operación

poderíanse producir, no seu caso, como consecuencia da súa integración no mercado peninsular español, pero non dun xeito específico territorial.

69. No sector do gas natural, dende a perspectiva dos efectos

verticais, son especialmente significativas dúas relacións: (i) “aprovisionamento–infraestruturas de transporte”; e (ii) distribución–subministro”.

70. Na relación “aprovisionamento-infraestruturas de

transporte” débese sinalar que se ben existe capacidade dispoñible para nova contratación nas plantas de gasificación, non existe capacidade dispoñible para fornecerse a través dos gasodutos internacionais. A saturación dos gasodutos internacionais eleva unha importante barreira á entrada de

- 25 -

novos operadores, dado o maior custo relativo e a inflexibilidade do GNL. A operación reforza a integración destas actividades na nova empresa.

71. Na relación “distribución–subministro”, a operación

reforzaría o efecto derivado do control da rede de distribución de gas por GAS NATURAL, sobre todo a clientes doméstico-comerciais, o que podería obstaculizar aínda máis a competencia efectiva neste mercado, en particular polo acceso privilexiado á información e pola inercia dos consumidores.

72. En Galicia dáse o dominio de GAS NATURAL nas fases de

distribución de gas e de subministro. A achega de ENDESA no mercado liberalizado podería reforzar este efecto vertical. Non obstante, a súa intensidade dependerá da cota de ENDESA nos diferentes mercados de subministro na nosa comunidade.

73. A operación de concentración GAS NATURAL–ENDESA

tamén pode producir efectos conglomerais, xa que afonda na estratexia de diversificación do operador dominante no sector do gas de mellorar a súa posición no sector eléctrico. Neste sentido, o TDC sinala que a nivel español a operación: (i) modifica, nun sentido negativo para a competencia, os incentivos de GAS NATURAL para competir no mercado da electricidade; e (ii) elimina a ENDESA do mercado de gas.

74. A formación dun conglomerado de electricidade e gas,

como sería o resultante da operación, daría lugar nalgúns territorios a que a nova entidade posuíse tanto a rede de distribución de gas como a de electricidade. Esta adición das redes podería ter dous efectos anticompetitivos importantes: (i) unha elevación das barreiras á entrada de novos operadores aos sectores e (ii) un reforzo da posición de dominio da empresa resultante como consecuencia da súa posibilidade de realizar ofertas conxuntas -ou duais- aos seus clientes, que dificilmente poderían ser replicadas polos seus rivais.

- 26 -

75. En Galicia, especificamente, a operación non daría lugar a

tal adición de redes nunha soa empresa, xa que a distribución de electricidade está basicamente en mans de UNIÓN FENOSA mentres que a de gas está nas de GAS NATURAL.

76. En canto aos efectos industriais e laborais da operación,

cómpre recoller o texto aprobado por unanimidade dos 75 deputados e deputadas presentes, que di así: “O Parlamento de Galicia insta a Xunta de Galicia a:

1.- Que o Goberno Galego manifeste a súa oposición a calquera operación que non garanta previamente os investimentos previsto en Galicia: adaptación dos catro grupos térmicos para carbón importado das Pontes, Terminal no Porto Exterior de Ferrol, REGANOSA, ciclos combinados de As Pontes, e proxectos eólicos. 2.- Facer partícipes ao Goberno do Estado e aos organismos reguladores polas posíbeis consecuencias que, de saír adiante esta OPA, puideran derivarse para os intereses de Galicia en materia enerxética, para os traballadores/as afectados e para os investimentos previstos”.

Decisión do Consello de Ministros. 77. O día 3 de febreiro de 2006, o Consello de Ministros, a

proposta do Vicepresidente Segundo do Goberno e Ministro de Economía e Facenda, acordou subordinar a aprobación da operación de concentración económica consistente na toma de control exclusivo de ENDESA por parte de GAS NATURAL ao cumprimento de diversas condicións.

78. As condicións recollidas no Acordo do Consello de

Ministros refírense aos eidos en que, nos informes preceptivos, se detectaron obstáculos concretos para a competencia efectiva como consecuencia da operación de

- 27 -

concentración. Estas condicións son de dous tipos: substantivas (1 a 13 inclusive) e de procedemento (14 a 20).

79. As condicións establecidas teñen que ver cos efectos

anticompetitivos nos que coinciden os informes do TDC e da CNE. Estes efectos atinxen as seguintes áreas: (i) aprovisionamento e transporte de gas, (ii) xeración eléctrica e integración vertical de gas e electricidade, e (iii) distribución e subministro polo miúdo de gas e electricidade. Nas condicións de procedemento establécense, entre outros aspectos, os requisitos dos compradores dos activos a desinvertir.

Efectos sobre a competencia en Galicia á luz do Acordo 80. No primeiro dos tres eidos aos que se refire o Acordo do

Consello de Ministros -o aprovisionamento e transporte de gas-, só unha condición, a relativa á adquisición por parte de GAS NATURAL das participacións de ENDESA nas plantas regasificadoras de Sagunto e Mugardos, ten un efecto específico en Galicia. As restantes condicións teñen un efecto xenérico na nosa comunidade, pois supoñen unha liberalización de gas para favorecer a liquidez no mercado polo xunto español e unha ruptura da integración vertical entre as actividades liberalizadas e as reguladas.

81. O segundo grupo de condicións vincúlanse basicamente

ao reforzo da capacidade de xeración e de poder de mercado como consecuencia da suma das capacidades instaladas das partes, así como á integración vertical de gas e electricidade. Neste grupo, a condición sexta, que obriga á desinversión de activos de xeración eléctrica, podería modificar o grao de concentración da oferta en Galicia –aínda que cabe lembrar que dende o punto de vista do poder de mercado os índices de concentración relevantes son os de nivel peninsular español- se parte das desinversións son de activos localizados na nosa comunidade.

- 28 -

82. A condición sexta podería ter tamén un efecto indirecto

en Galicia, xa que a execución da operación podería desincentivar á nova entidade resultante da operación a continuar co desenvolvemento dos proxectos de centrais de ciclo combinado propostos por ENDESA. Ademais de influír negativamente na potencia instalada e na xeración de electricidade, a anulación deste proxecto tería efectos negativos sobre a planta de regasificación de REGANOSA.

83. No último grupo de condicións, que teñen que ver coa

distribución e subministro polo miúdo de electricidade e gas -máis en particular co feito de que as redes de distribución de electricidade e de gas estean en mans dun único operador e co reforzo da posición da empresa resultante como consecuencia da adición das cotas de mercado das participantes-, as condicións novena e undécima poderían ter efectos específicos en Galicia.

84. A condición novena, que insta a venda por parte da nova

entidade do negocio de comercialización de electricidade de GAS NATURAL e do negocio de comercialización de gas de ENDESA, afectará a Galicia marxinalmente dada a escasa entidade destes negocios na nosa comunidade.

85. A condición undécima do Acordo dispón a obriga da nova

entidade de vender redes de distribución de gas natural cun mínimo de 1.500.000 puntos de subministro. Esta medida terá efectos en Galicia no caso que tal desinversión de activos se dea na nosa comunidade. Neste caso, posibilitaríase a competencia referencial de GAS NATURAL, tendo en conta o carácter regulado e de monopolio natural da actividade de distribución, e limitaríase o efecto vertical derivado da relación “distribución–subministro”.

86. A modo de conclusión xeral, cabe sinalar que os efectos

- 29 -

da operación de concentración económica GAS NATURAL–ENDESA en Galicia prodúcense fundamentalmente a través da súa integración no mercado peninsular español.

87. Especificamente en Galicia, a operación non produce

efectos horizontais relevantes no grao de concentración nos mercados de xeración de electricidade –sen desinversións-, de aprovisionamento de gas natural, e de subministro de electricidade; tampouco ten efectos verticais significativos e, por último, non da lugar a que redes de electricidade e de gas estean nas mans dun único operador. Soamente no mercado xeral de subministro polo miúdo de gas natural dáse un aumento significativo da cota de mercado do grupo dominante -GAS NATURAL- como consecuencia da adición da cota de ENDESA (4,1%).

88. Nunha clasificación das Comunidades Autónomas

segundo o efecto específico na competencia da operación de concentración analizada, Galicia atoparíase no grupo de comunidades no que a operación tería menos efectos. Isto é consecuencia, basicamente, de que ningunha das empresas participantes -GAS NATURAL e ENDESA- ten unha presenza importante nos mercados de electricidade de Galicia –agás ENDESA en xeración- e de que non existen centrais de ciclo combinado na actualidade na nosa comunidade.

- 30 -

- 31 -

3. DESCRICIÓN DA OPERACIÓN DE

CONCENTRACIÓN GAS NATURAL-ENDESA.

- 32 -

- 33 -

O día 5 de setembro a empresa GAS NATURAL rexistra ante a Comisión Nacional do Mercado de Valores unha Oferta Pública de Adquisición (OPA) das accións de ENDESA pola totalidade do capital social desta última.

A oferta presentada está condicionada a acadar o 75% das

accións de ENDESA e a que a Xunta Xeral de Accionistas desta empresa adopte o acordo de modificar certos preceptos recollidos nos artigos 32, 37, 38 e 42 dos Estatutos da Sociedade. Os cambios estatutarios teñen por obxecto eliminar: (i) as restricións en canto ao número de votos que poden exercer os accionistas de ENDESA; (ii) os requisitos de tipoloxía e composición maioritaria do Consello de Administración; e (iii) os requirimentos de condicións distintas das establecidas na lei para ser designado membro do Consello de Administración de ENDESA ou Conselleiro Delegado.

O día 12 de setembro de 2005, GAS NATURAL notifica a operación ao Servizo de Defensa da Competencia, segundo o establecido no artigo 15.1 da Lei 16/1989, de 17 de xullo, de Defensa da Competencia, por superar os limiares establecidos no artigo 14.1.a e b.

No expediente da operación de toma de control exclusivo de

ENDESA por parte de GAS NATURAL notificado ao Servizo de Defensa da Competencia, a empresa opante, GAS NATURAL, identifica unha serie de efectos anticompetitivos da operación polo que, para a súa corrección, presenta un plan de compromisos dirixido a:

- solucionar os problemas de adición de cota nos mercados

de xeración eléctrica e de subministro de gas e electricidade,

- eliminar os vínculos cos activos de regasificación, - reducir os vínculos accionariais con ENAGAS, - promover a competencia referencial nos sistemas

eléctricos insulares e nas redes de distribución,

- 34 -

- eliminar os vínculos cos competidores, - limitar as consecuencias negativas dos efectos verticais da

operación, - traspasar aos consumidores eficiencias da operación. Os compromisos asumidos por GAS NATURAL son de dous

tipos: (i) ligados a un contrato coa empresa IBERDROLA S.A. (IBERDROLA) e (ii) outros compromisos.

3.1. Contrato con IBERDROLA.

Con data 5 de setembro, GAS NATURAL subscribe un

contrato con IBERDROLA condicionado á toma de control efectivo de ENDESA e a súa compatibilidade co que dispoñan as autoridades competentes, polo que IBERDROLA adquire unha serie de activos e participacións da nova empresa resultante da operación.

No que atinxe a Galicia, os activos afectados son os catro

grupos de carbón actuais da central térmica das Pontes (1400 MW). No seu informe, o Servizo de Defensa da Competencia sinala

que o contrato entre GAS NATURAL e IBERDROLA non forma parte da operación de concentración obxecto do expediente. De feito, subliña, constitúe outra operación de concentración que, no seu caso, debería ser notificada ás autoridades competentes en función da súa dimensión. Non obstante, o citado organismo entende que o contrato de venda de activos pode ser considerado proposto por GAS NATURAL, sen prexulgar ou avaliar o posible comprador e o procedemento de desinversión.

3.2. Outros compromisos.

Ademais dos compromisos ligados ao acordo con

IBERDROLA, GAS NATURAL tamén decide outra actuación con incidencia específica en Galicia, cal é a venda da participación

- 35 -

accionarial de ENDESA na planta regasificadora de REGANOSA, en Mugardos.

Por outra parte, o compromiso de liberar un volume de

vendas de electricidade equivalente á carteira de GAS NATURAL no mercado liberalizado de electricidade e, dun xeito análogo, un volume de vendas de gas equivalente á carteira de ENDESA no mercado liberalizado de gas, podería ter algunha incidencia en Galicia, se parte das tales liberacións se produciran na nosa comunidade.

Finalmente debe sinalarse que no marco normativo español

de control de concentracións non está prevista a oferta de compromisos polas partes; só o Consello de Ministros ten potestade para impor condicións.

- 36 -

- 37 -

4. SECUENCIA DE FEITOS RELEVANTE.

- 38 -

- 39 -

O día 6 de setembro de 2005, o seguinte á notificación da OPA de GAS NATURAL á Comisión Nacional do Mercado de Valores (CNMV), o Consello de Administración de ENDESA rexeita por unanimidade a citada operación, ratificando o seu compromiso co proxecto empresarial autónomo. O Consello de Administración de ENDESA sinala que a OPA de GAS NATURAL é prexudicial para os accionistas.

Nun escrito con data do 7 de setembro, GAS NATURAL

comunica a operación á Comisión Nacional de la Enerxía (CNE). O día 12 de setembro de 2005 ten entrada no Servizo de

Defensa da Competencia (SDC) a notificación relativa á operación de toma de control de ENDESA por parte de GAS NATURAL. Esta notificación da lugar ao expediente N-05082 do SDC.

Con data de 14 de setembro ten entrada na CNE un escrito

remitido polo SDC, no que este solicita informe sobre a operación de concentración económica consistente na adquisición do control de ENDESA por parte de GAS NATURAL. Adicionalmente, o día 18 de outubro o SDC envía á CNE un requirimento de información que foi respondido o día 2 de novembro.

O día 25 de outubro de 2005, o Parlamento de Galicia aproba

por unanimidade unha proposición non de lei, presentada polo Grupo Parlamentario do BNG e matizada polo PSdeG e PP, na que insta á Xunta de Galicia a que comunique ao Goberno Central a súa oposición a calquera operación de mercado que poña en perigo os compromisos de investimento contraídos por ENDESA en Galicia.

Con data 7 de novembro de 2005, o Consello de

Administración da CNE resolve aprobar, no relativo á función 14, a OPA de GAS NATURAL sobre ENDESA. A aprobación queda sometida ao cumprimento dunha decena de condicións orientadas a garantir que non existan riscos financeiros nas actividades reguladas e que se manteñan os compromisos de investimento. Na conclusión do

- 40 -

informe, a CNE sinala que a evolución prevista dos estados financeiros consolidados do novo grupo empresarial non reflexa problema algún de viabilidade económica se se compara cas ratios calculadas para o período 2005-2009 para distintas empresas. O resultado da votación foi de 5 votos a favor, 3 en contra e 1 abstención.

O mesmo 7 de novembro, por orde do Vicepresidente

Segundo do Goberno e Ministro de Economía e Facenda, o SDC remite o expediente relativo á adquisición do control de ENDESA por parte de GAS NATURAL ao Tribunal de Defensa da Competencia (TDC), para o seu informe en aplicación do previsto no artigo 15 bis apartado 12 da Lei 16/1989, de 17 de xullo, de Defensa da Competencia. Esta notificación da lugar ao expediente C94/05 do TDC.

Con data de 8 de novembro ten entrada na CNE escrito do

Vicepresidente Segundo do Goberno e Ministro de Economía e Facenda, no que solicita o informe preceptivo, relativo á operación de concentración económica de GAS NATURAL–ENDESA, que debe recibir o Goberno de acordo coa función décimo quinta recollida na Disposición Adicional Undécima da Lei 34/1998, do Sector de Hidrocarburos.

O día 15 de novembro, o Colexio de Comisarios da Unión

Europea (UE) aproba o informe da comisaria da Competencia, no que se asigna as autoridades españolas a análise da OPA de GAS NATURAL. Estas serán, por tanto, as que deberán autorizar, ou non, a operación. Esta decisión supón no admitir a proposta de ENDESA de que a operación ten dimensión comunitaria2.

O día 24 de novembro, ENDESA presenta unha demanda

2 ENDESA argumentaba que, aplicando os novos criterios contables contidos nas Normas Internacionais de Contabilidade, as súas vendas en España só representan o 64% do total e, por tanto, a operación ten dimensión comunitaria polo que deberían ser as autoridades da UE as que a avalíen.

- 41 -

contra GAS NATURAL e IBERDROLA no Xulgado de Primeira Instancia de Madrid. A demandante estima que o acordo subscrito entre estas dúas empresas o 5 de setembro é nulo de pleno dereito, xa que a súa causa é ilícita pois supón unha vulneración do artigo 81 da Lei de Sociedades Anónimas.

O día 30 de novembro, ENDESA presenta ante o Tribunal de

Primeira Instancia da UE un recurso de anulación contra a decisión da Comisión Europea de 15 de novembro, que declaraba que a OPA de GAS NATURAL era competencia das autoridades españolas. Neste recurso ENDESA solicita a suspensión cautelar da decisión e a tramitación acelerada do seu recurso.

Con data 20 de decembro de 2005, o Consello de

Administración da CNE aproba a OPA de GAS NATURAL sobre ENDESA no relativo á función décimo quinta. Na autorización, a CNE establece condicións no aprovisionamento de gas, na xeración de electricidade e na distribución e comercialización de gas e de electricidade. A resolución da CNE foi aprobada por 5 votos a favor e 4 en contra.

O día 5 de xaneiro de 2006, o Pleno do TDC aproba un

ditame no que recomenda ao Goberno Central a prohibición da OPA de GAS NATURAL, dados os danos irreversibles que a execución da operación causaría na competencia no sector enerxético español. O ditame foi aprobado por 6 votos a favor e 3 en contra. Os votos discrepantes recomendaban ao Goberno a aprobación da operación subordinada á observancia dun conxunto de condicións.

Con data de 1 de febreiro de 2006 faise público o Auto do

Tribunal de Primeira Instancia da UE no que se da vía libre ao Goberno español para decidir sobre a OPA de GAS NATURAL, desestimando as medidas cautelares solicitadas por ENDESA. Para o Tribunal esta empresa non demostra dabondo que a aprobación da operación polo Consello de Ministros (CM) vaia ter consecuencias irreversibles e provoque danos irreparables.

- 42 -

O día 3 de febreiro, o CM aproba a operación de

concentración GAS NATURAL–ENDESA suxeita a vinte condicións. O 6 de febreiro, a Comisión Executiva do Consello de

Administración de ENDESA decide presentar un recurso ante o Tribunal Supremo contra a decisión do CM.

Posteriormente a esta data, aconteceron sucesos que están a

xerar incertezas sobre a execución final da resolución aprobada polo CM. Os tres máis relevantes teñen que ver con: (i) a presentación polo grupo E.ON dunha oferta pública de adquisición sobre o 100% das accións de ENDESA, en competencia coa lanzada en setembro por GAS NATURAL; (ii) o Auto do Xulgado do Mercantil número 3 de Madrid de suspender cautelarmente todos os actos relativos á citada OPA sobre a base da existencia potencial dun acordo entre GAS NATURAL e máis IBERDROLA; e (iii) o Auto do Tribunal Supremo de suspender cautelarmente o acordo do CM.

4.1. Presentación dunha contra-OPA por E.ON.

Con data 21 de febreiro, o grupo E.ON presenta unha oferta

pública de adquisición sobre o 100% das accións de ENDESA, en competencia coa lanzada en setembro por GAS NATURAL. O grupo E.ON ten a súa sé en Düsseldorf, sendo público o 2,5% do seu capital (Estado de Baviera). Dada a dimensión comunitaria da operación, esta terá que ser comunicada e examinada pola Comisión Europea.

O 24 de febreiro é aprobado o Real decreto-lei 4/2006, que

da nova redacción á Disposición Adicional Undécima, Terceiro. 1. Décimo cuarta da Lei 34/1998, do Sector de Hidrocarburos. A nova redacción fai que a CNE teña competencia na avaliación das operacións de concentración non só cando a empresa compradora pertenza a un sector regulado e sexa de ámbito doméstico, se non tamén cando a empresa mercada sexa enerxética, con

- 43 -

independencia da nacionalidade da compradora. Este R.D.-lei foi validado polo Congreso dos Deputados (Resolución do 23 de marzo).

Con data 6 de marzo de 2006, a Comisión Europea pide ao

Goberno español aclaracións sobre algúns aspectos da norma anterior, ó considerar que podería crear obstáculos o libre establecemento e á libre circulación de capitais.

O día 16 de marzo, e de conformidade co disposto no artigo

4 do Regulamento (CE) nº 139/2004 do Consello, a Comisión recibe notificación dun proxecto de concentración polo que a empresa E.ON AG (E.ON Alemaña) adquire o control, a efectos do disposto na letra b) do apartado 1 do artigo 3 do citado Regulamento, da totalidade da empresa ENDESA S.A. (ENDESA, España). A Comisión insta a terceiros a que lle presenten as súas observacións con respecto á proposta de concentración.

O día 23 de marzo, E.ON presenta perante a CNE a

documentación inicial sobre a OPA a ENDESA. Esta documentación atinxe á petición formal de autorización e a peticións adicionais sobre cuestións de procedemento.

Con data 19 de abril de 2006, E.ON entrega á CNE a

documentación completa sobre a OPA a ENDESA. Nesta documentación a empresa alemá asegura que a operación mellorará a seguridade e a calidade do subministro enerxético en España.

O 25 de abril, a Comisión Europea aproba a adquisición do

control exclusivo, a través dunha OPA, de ENDESA por E.ON. Na súa avaliación, a Comisión Europea conclúe que a transacción examinada non obstaculiza a competencia efectiva no Espazo Económico Europeo.

- 44 -

4.2. Auto do Xulgado do Mercantil número 3 de Madrid. O día 21 de marzo de 2006 ten entrada na CNMV o Auto do

Xulgado do Mercantil número 3 de Madrid no que este órgano resolve aceptar a petición de ENDESA de que se adopten medidas cautelares en razón da existencia potencial dun acordo entre GAS NATURAL e IBERDROLA3. En consecuencia ordena suspender: (i) todos os actos relativos a, ou relacionados coa, citada OPA, e (ii) a execución do contrato do 5 de setembro de 2005 subscrito entre GAS NATURAL e IBERDROLA. Todo elo previa caución por ENDESA de 1.000 millóns de euros mediante aval bancario solidario a favor do citado Xulgado, incondicional, de duración indefinida, executable a primeira demanda, que deberá ser aportado no prazo de dez días.

O día 4 de abril de 2006, ENDESA deposita o aval de 1.000

millóns de euros; a tramitación da OPA de GAS NATURAL queda suspendida.

4.3. Auto do Tribunal Supremo.

O día 21 de abril de 2006, a Sala do Contencioso-

Administrativo do Tribunal Supremo decide suspender cautelarmente o Acordo do CM de 3 de febreiro, co obxectivo de evitar que a execución da OPA de GAS NATURAL sobre ENDESA teña efectos irreversibles.

3 Os informes preceptivos da CNE e do TDC, e mesmo o Acordo do CM, consideraron que o contrato subscrito entre GAS NATURAL e IBERDROLA estaba fora da OPA polo que, o citado pacto, non foi avaliado en ningunha das decisións.

- 45 -

5. ALCANCE DA ANÁLISE DOS EFECTOS.

- 46 -

- 47 -

A presente análise debe entenderse como un estudo dos efectos estimados que a operación de concentración GAS NATURAL–ENDESA pode ter sobre a competencia nos mercados da electricidade e do gas de Galicia a partir das condicións establecidas no Acordo do CM4 de 3 de febreiro de 2006, que aprobou con condicións a citada concentración económica. Por tanto non examina, aínda que expón, os posibles efectos industriais e laborais da mesma.

A análise baséase no marco normativo correspondente aos

sectores relevantes, así como o relativo á defensa da competencia; tamén nos informes e ditames realizados polas axencias regulatorias españolas e comunitarias. Máis en concreto, ten como fundamento:

i) Lei 16/1989, de 17 de xullo, de Defensa da

Competencia. ii) Lei 54/1997, de 27 de novembro, do Sector Eléctrico. iii) Lei 34/1998, de 7 de outubro, do Sector de

Hidrocarburos. iv) Real Decreto 1955/2000, de 1 de decembro, que

regula as actividades de transporte, distribución, comercialización, subministro e procedementos de autorización de instalacións de enerxía eléctrica.

v) Real decreto 1443/2001, de 21 de decembro, sobre control de concentracións económicas.

vi) Real decreto-lei 4/2006, de 24 de febreiro. Comisión Nacional de Enerxía.

vii) Directiva 2003/54/CE, do Parlamento Europeo e do Consello, de 26 de xuño, sobre normas comúns para o mercado interior da electricidade,

viii) Directiva 2003/55/CE, do Parlamento Europeo e do

4 A análise do TGDC tenta identificar soamente os efectos da operación na competencia en Galicia. Non avalía, pois, nin as condicións fixadas polo CM, nin os efectos estimados das mesmas.

- 48 -

Consello, de 26 de xuño, de normas comúns para o mercado interior de gas natural.

ix) Directiva 2004/67/CE, do Consello, de 26 de abril, para garantir a seguridade do subministro de gas natural.

x) Resolución do Consello de Administración da CNE sobre a OPA de GAS NATURAL sobre ENDESA (Función 14 - mercados regulados).

xi) Resolución do Consello de Administración da CNE sobre a OPA de GAS NATURAL sobre ENDESA (Función 15 - mercados non regulados).

xii) Informe do SDC sobre a operación de concentración GAS NATURAL - ENDESA (N-05082).

xiii) Ditame do Pleno do TDC (C94/05) sobre a concentración económica entre GAS NATURAL - ENDESA.

xiv) Acordo do Consello de Ministros, de 3 de febreiro, polo que se decide subordinar a concentración económica entre GAS NATURAL-ENDESA á observancia de certas condicións.

xv) Resolución do Xulgado do Mercantil nº 3 de Madrid sobre o xuízo ordinario 523/05.

Tamén se tomaron en consideración as versións

publicamente difundidas por outras entidades relacionadas co caso, en especial en Galicia:

i) Balance enerxético de Galicia 2004. INEGA, 2006. ii) Conferencia de D. Anxo Calvo, Director Xeral de

Industria, Enerxía e Minas, no curso “Jean Monet” da Universidade da Coruña, marzo 2006.

iii) Información fornecida polo INEGA. iv) Libro Branco da Enerxía Galicia 2000. INEGA. v) Diario de sesións do Parlamento de Galicia, número

12, de 25 de outubro de 2005 (Sobre a proposición non de lei do G.P. do BNG sobre as actuacións que

- 49 -

vai levar a cabo o Goberno galego respecto da OPA de GAS NATURAL sobre ENDESA).

vi) Libro Blanco do Sector Enerxético. Ministerio de Industria, Turismo e Comercio, 2005.

vii) Documento de traballo titulado “Regulación para la competencia en el sector eléctrico español”, realizado por Luis Atienza e Javier de Quinto para a Fundación Alternativas. Documento nº 10/2003.

viii) Documento de traballo titulado “Regulación e competencia en el sector del gas natural en España. Balance y propuestas de reforma”, realizado por Luis Atienza e Javier de Quinto para a Fundación Alternativas. Documento nº 55/2004.

ix) OMEL. Informe Anual 2004. x) Diario de sesións do Congreso dos Deputados,

número 507, do 8 de marzo de 2006 (Comparecencia da presidenta da CNE).

xi) Decisión da Comisión Europea, de 9 de decembro de 2004, “declaring a concentration to be incompatible with the common market” no caso COMP/M.3440 EDP/ENI/GDP.

xii) Informe anual relativo á posta en práctica do mercado interior do gas e da electricidade. Comisión Europea, xaneiro 2005.

Finalmente, tamén se consideraron diversos libros

especializados e artigos aparecidos en revistas académicas e en medios de comunicación.

- 50 -

- 51 -

6. IDENTIFICACIÓN DOS MERCADOS AFECTADOS.

- 52 -

- 53 -

A análise dos efectos de calquera operación de concentración debe comezar pola identificación dos mercados afectados. A tal fin, tradicionalmente considéranse, en primeiro lugar, os mercados de produto e, logo, os mercados xeográficos. 6.1. Mercados de produto.

Dende o punto de vista dos produtos, o ámbito económico relevante na concentración GAS NATURAL–ENDESA é o enerxético e, máis en particular, os mercados da electricidade e do gas. Para as autoridades españolas e comunitarias de defensa da competencia, o gas natural é un produto distinto de outras fontes de enerxía, como a electricidade ou o petróleo. Elo é así porque aínda que na actualidade pode existir certa substitución entre o gas natural e a enerxía eléctrica en determinados usos ou prestacións (calefacción, cociña), esta é limitada5.

Dado o anterior, a presente análise considera os sectores do

gas e da electricidade dun xeito separado, se ben adicionalmente ten en conta as relacións entre eles que poden producir efectos verticais e conglomeras anti-competitivos.

As principais relacións comerciais nestes sectores amósanse

no gráfico seguinte.

5 Non obstante, dende unha perspectiva dinámica, resulta indubidable a crecente converxencia de ambos sectores, como amosan as operacións de integración de empresas eléctricas e de gas rexistradas e propostas en España e Europa.

- 54 -

Infraestruturas de importación

Infraestruturas de transportes e distribución de gas natural

Fluxo comercial liberalizado

Infraestrutura de transporte e distribución de electricidade

Fluxo comercial regulado

Fonte: CNE

Cada actividade representada no gráfico anterior ten unha

natureza distinta, atendendo en particular ao seu papel na cadea de subministro, ás características dos demandantes e oferentes, e ás condicións de entrada. Ademais, o feito de que algunhas actividades teñan a condición de liberalizadas e outras de reguladas, fai necesario identificar máis polo miúdo os mercados relevantes de gas e electricidade.

6.1.1. Mercados de electricidade.

Con carácter xeral, a enerxía eléctrica ten dúas funcións

CONSUMIDORES

TRANSPORTISTAS GAS

COMERCIALIZADORES GAS/ELECTRICIDADE

XENERADORES ELECTRICOS

MERCADO Í

APROVISIONADORES DE GAS NATURAL

AXENTES EXTERNOS

OUTRAS FONTES DE ENERXIA PRIMARIA

DISTRIBUIDORES GAS

COMERCIALIZADORES ELECTRICIDADE/GAS

DISTRIBUIDORES ELECTRICIDADE

- 55 -

económicas fundamentais: (i) é un input esencial para o funcionamento de outros sectores da industria, repercutindo o seu progreso técnico sobre a evolución das distintas ramas da produción e sendo os seu prezo un factor decisivo para a competitividade do tecido produtivo; e (ii) é un ben de consumo final, cunha forte incidencia na calidade de vida dos cidadáns, xa que satisfai diversas necesidades básicas das unidades domésticas, en particular a iluminación, a calefacción e o funcionamento de electrodomésticos. No caso dos consumidores domésticos, a electricidade ten unha reducida elasticidade prezo-demanda.

A Comisión Europea diferenza catro mercados nas decisións

relativas ao mercado da electricidade: xeración ou produción de electricidade, transporte (condución de electricidade por cables de alta tensión), distribución (condución de electricidade por cables de baixa tensión) e subministro aos consumidores finais.

En España, a Lei 54/1997, do Sector Eléctrico (LSE),

consagrou a separación entre actividades reguladas e liberalizadas, segundo o carácter, ou non, de monopolio natural das mesmas. De acordo con este criterio dúas actividades -xeración e comercialización- están liberalizadas e dúas -transporte e distribución- reguladas. No cadro que segue se amosan os diferentes axentes ou institucións que as desenvolven.

- 56 -

ACTIVIDADE CLASIFICACIÓN AXENTE/INSTITUCIÓN

PRODUCIÓN Réxime ordinario Liberalizada Empresas Xeradoras

Réxime especial Regulada/

Liberalizada Produtores en Réxime Especial

Servizos complementarios Regulada/

Liberalizada Xeradores/P.R. Especial/

Consumidores REDES ELECTRICAS TRANSPORTE Planificación expansión Regulada Operador do Sistema

Construción Liberalizada Rede Eléctrica, S.A./ E. Transportes/

Outras

Planificación mantemento Regulada Operador do Sistema / Operador do

Transporte Mantemento Liberalizada Empresas de Transporte Operación do transporte Regulada Rede Eléctrica, S.A. DISTRIBUCIÓN Planificación expansión Liberalizada Empresas Distribuidoras Construción Liberalizada Empresas Distribuidoras Planificación mantemento Regulada Empresas Distribuidoras Mantemento Regulada Empresas Distribuidoras Operación da distribución Regulada Empresas Distribuidoras TRANSACCIÓNS MERCADO DE PRODUCIÓN Contratación estandarizada Liberalizada Axentes do Mercado / OMEL Contratación libre Liberalizada Axentes do Mercado Intercambios internacionais Liberalizada Axentes do Mercado MERCADO MINORISTA Ventas a consumidores a cualificados Liberalizada Empresas comercializadoras Ventas a consumidores a tarifa Regulada Empresas Distribuidoras ACTIVIDADES SUPLEMENTARIAS Liquidacións Regulada OMEL / CNE

Facturacións Regulada / Liberalizada

Empresas Distribuidoras / E. Comercializadoras, Omel

Medicións Regulada COORDINACIÓN Operación técnica do sistema Regulada Rede Eléctrica, de España, S.A. Operación económica do mercado Regulada DEMANDA DE ELECTRICIDADE CONSUMIDORES A TARIFA INTEGRAL Regulada Consumidores CONSUMIDORES CUALIFICADOS Liberalizada Consumidores

Fonte: CNE

- 57 -

6.1.1.1. Mercado de xeración de electricidade. Dende un punto de vista físico, a electricidade prodúcese nas

centrais de xeración (ou produción) de enerxía eléctrica. A Comisión Europea, o TDC, a CNE e o SDC coinciden na consideración da xeración de electricidade como un mercado separado doutros mercados de enerxía eléctrica.

O mercado de xeración recolle o conxunto das transaccións

económicas polo xunto entre oferentes e demandantes de enerxía eléctrica. Neste mercado establécese o prezo da electricidade e o grao de explotación das centrais eléctricas.

Tanto os xeradores nacionais como os axentes externos

poden vender a súa produción polo xunto nun mercado organizado (ou pool eléctrico) ou mediante contratos bilaterais. No pool da enerxía é onde se realiza a práctica totalidade das transaccións.

O pool articúlase arredor dunha secuencia de “mercados

organizados” de curto prazo, composta por: (i) o mercado diario, que recolle as transaccións de compra e venda correspondentes á produción e ao subministro de enerxía para o día seguinte; (ii) a solución de restricións técnicas, (iii) o mercado intra-diario, que trata os intercambios de ofertas e demandas con frecuencia inferior á diaria e que, por tanto, serve como mecanismo de axuste á programación diaria; e (iv) o os servizos complementarios e o procedemento de xestión dos desvíos, que recolle as transaccións de aqueles servizos indispensables para asegurar o subministro da enerxía nas condicións de calidade, fiabilidade e seguridade necesarias.

Para a CNE, o mercado diario representa o mercado principal,

xa que nel é onde se realizan a maioría das transaccións entre oferentes e demandantes: 216.321 GWh, sobre un total de 226.380 GWh, no período outubro 2004-setembro 2005.

- 58 -

Neste mercado a fixación do prezo da enerxía eléctrica

negociada para cada período horario baséase nun mecanismo cego de axuste das ofertas e demandas dos operadores. O prezo marxinal, co que se retribúe toda a enerxía axustada no tramo, é o correspondente á oferta do titular da última unidade de produción necesaria para satisfacer a demanda.

O prezo da electricidade no mercado diario representa a

compoñente principal do prezo final da enerxía e serve como referencia para a fixación do prezo nos contratos bilaterais. Por esta razón é moi importante o impacto da operación sobre a dinámica competitiva que ten lugar no mercado diario. Esta depende, sobre todo, de dúas variables: (i) a capacidade e o mix de xeración de cada empresa, e (ii) o marxe de cobertura da demanda en cada período temporal considerado.

Durante o ano 2004, segundo o Informe Anual de OMEL, as

tecnoloxías hidráulica e de bombeo foron as que determinaron o prezo da electricidade máis horas, seguidas da térmica.

Por outra banda, dadas as características da rede de

transporte, existen certas zonas xeográficas onde se xeran restricións técnicas. As restricións técnicas dan lugar a oligopolios zonais ou monopolios, xa que estas restricións só poden ser resoltas por un escaso número de centrais de xeración, todas elas pertencentes, a miúdo, á mesma empresa. Por isto, o contexto das restricións técnicas non é o mercado diario de xeración, se non o mercado de subministro de electricidade en restricións técnicas.

Para o TDC, o mecanismo de resolución de restricións

técnicas constitúe un mercado separado do mercado polo xunto de xeración eléctrica.

- 59 -

6.1.1.2 Mercado do transporte de electricidade. A actividade de transporte é aquela que ten por obxecto a

transmisión de enerxía eléctrica pola rede de alta tensión (T>220.000 V) co fin de subministrala aos distribuidores ou, no seu caso, aos consumidores finais, así como atender os intercambios internacionais.

A existencia dunha rede de transporte ben xestionada e dun

sistema xeración-transporte coordinado é esencial para posibilitar o tránsito da enerxía negociada e para garantir que a demanda quede cuberta en todo momento.

Rede Eléctrica de España (REE) é o xestor da rede de

transporte. Na actualidade, REE é a propietaria da grande maioría dos activos de transporte existentes.

A independencia de REE doutras empresas eléctricas está

garantida pola Lei 54/1997, de 27 de novembro, do Sector Eléctrico (LSE) e os seus desenvolvementos posteriores, que establecen unha serie de limites á participación individual e conxunta. En consideración a esta independencia, pódese concluír que existe acceso aberto á rede de transporte en condicións de neutralidade e non discriminación, e que a operación proposta non afecta esta situación.

O TDC considera que o transporte non é un mercado de

produto relevante a efectos da operación considerada, xa que nin ENDESA nin GAS NATURAL están activos nel. 6.1.1.3. Mercado de distribución de electricidade.

O Real decreto 1955/2000, de 1 de decembro, que regula as

actividades de transporte, distribución, comercialización, subministro e procedementos de autorización de instalacións de enerxía eléctrica, establece que a actividade de distribución é

- 60 -

aquela que ten por obxecto principal a transmisión de enerxía eléctrica dende as redes de transporte ata os puntos de consumo en condicións de calidade adecuadas, así como a venda de enerxía eléctrica a tarifa aos consumidores ou aos distribuidores que tamén a merquen a tarifa.

Así pois, os distribuidores teñen, en primeiro lugar, a obriga

de xestionar a rede de baixa tensión, ou rede de distribución. Isto implica: (i) construír e ampliar as instalacións para atender as novas demandas de subministro, e (ii) manter ditas instalacións en condiciones adecuadas de conservación e idoneidade técnica.

Aínda que a xestión da rede de distribución é unha actividade

regulada e, por tanto, non sometida á competencia, a xestión da rede permite aos distribuidores controlar información relativa aos perfís de consumo, as pólizas de contratación, etc. Esta vantaxe informativa pode ter un efecto potencialmente elevado sobre a competencia en comercialización, sobre todo tendo en conta o alto grao de integración vertical existente nos principais grupos eléctricos, ENDESA entre eles.

Na análise do caso ENDESA–IBERDROLA, e en relación á

distribución, o TDC sinala “que, pese a que se trata de actividades que foron declaradas monopolios naturais e pese a estar sometidas a regulación, a posesión das infraestruturas necesarias para estas actividades pode ser utilizada como barreira á entrada, como factor de discriminación, como fonte de información privilexiada fronte a terceiros e como activos de captación de clientes e, polo tanto, non poden ser excluídas da análise da presente operación. Moi ao contrario, para analizar o impacto da operación de concentración nos mercados liberalizados é imprescindible considerar o papel que estas infraestruturas desempeñan, xa que representan a conexión física dos mercados que este Tribunal considera como mercados afectados pola operación. Polo tanto, este Tribunal ratifícase en que estas actividades e a posesión das súas infraestruturas non poden quedar ao marxe da análise da operación de concentración.”

- 61 -

Na tarefa de subministrar ao mercado final, os distribuidores

adquiren electricidade polo xunto, pagando o prezo de mercado, e venden electricidade a tarifa regulada aos consumidores finais que non acoden ao mercado liberalizado. A retribución da distribución é fixada administrativamente, buscando evitar deste xeito o posible abuso da posición de dominio determinada pola existencia dunha única rede e unha soa empresa titular da mesma nas diferentes zonas xeográficas.

Posto que na actualidade a tarifa non reflicte o traspaso

directo do prezo do mercado polo xunto, os distribuidores teñen recoñecido o dereito de recibir, a través do sistema de liquidacións, a remuneración da diferenza entre prezo de mercado e custo da enerxía incorporado na tarifa.

Dende o punto de vista da definición de mercados relevantes,

o mercado de xestión da rede de distribución é un mercado diferente do de subministro a tarifa. Esta distinción está recollida na Directiva 2003/54/CE sobre normas comúns para o mercado interior da electricidade, que esixe a separación xurídica e funcional da figura do distribuidor (propietario e xestor da rede) do subministrador a tarifa. Disto resulta que a distribución abarca dúas actividades: (i) a xestión da rede de baixa tensión, e (ii) o subministro a tarifa.

Na actualidade existe un debate sobre se o subministro a

tarifa débese considerar, ou non, como un mercado separado do subministro a prezos libres. En outras palabras, o subministro aos consumidores finais ¿constitúe un único mercado? ou, alternativamente, o subministro aos consumidores finais a tarifa e a prezo libre ¿constitúen dous mercados?

O TDC considera o fornezo de electricidade aos

consumidores finais como un único mercado, que inclúe o subministro a tarifa (realizado polos distribuidores) e o subministro

- 62 -

a prezos libres (realizado polos comercializadores). Esta posición xustifícaa na estreita relación actual existente entre ambos mercados dada a progresiva migración dos consumidores a tarifa ao mercado libre: a porcentaxe de enerxía contratada no mercado liberalizado no ano 2005 incrementouse notablemente, representando o 34% da enerxía contratada.

Neste tema a avaliación do TDC discrepa da CNE, xa que este

último organismo, en base a idea de que existe un limitado uso da elixibilidade por parte dos consumidores, considera que os mercados a tarifa e liberalizado se deben ver como mercados de produto diferentes, aínda que estreitamente relacionados entre si. 6.1.1.4. Mercado de subministro a consumidores finais (mercado

polo miúdo). O subministro de enerxía eléctrica pode considerarse como a

entrega de fluído eléctrico a través das redes de transporte e distribución mediante contraprestación económica, nas condicións de regularidade e calidade que resulten esixibles pola normativa. Dende xaneiro de 2003, a regulamentación española outorga a todos os consumidores o dereito a ser abastecidos mediante contratos de subministro a tarifa ou mediante contratos de subministro a prezo libre.

En consecuencia, os consumidores teñen, en principio, tres

alternativas de subministro: (i) a adquisición da enerxía no mercado polo xunto que, na práctica, só é viable para os moi grandes consumidores; (ii) a adquisición da enerxía no mercado polo miúdo a tarifa, e (iii) a compra da enerxía no mercado polo miúdo a prezo libre. Todas as transaccións de electricidade, tanto na venda polo miúdo como na venda por xunto, requiren o acceso ás redes de transporte e de distribución.

De acordo coa avaliación do TDC, nesta análise considérase

que a venda de electricidade a tarifa e a prezo libre conforman o

- 63 -

mercado de subministro aos consumidores finais. Asemade, considérase que o fornezo a grandes clientes industriais (a través da rede de alta tensión) constitúe un mercado diferenciado do subministro eléctrico a clientes domésticos e PEMES (a través de redes de baixa tensión6).

Esta segmentación apóiase no feito de que os consumidores

de alta tensión: (i) empregan fundamentalmente a electricidade como input no seu proceso produtivo; (ii) a cantidade de electricidade que consumen é moita maior que a consumida polos clientes domésticos e PEMES; (iii) teñen un patrón de consumo de electricidade estable, que se reduce normalmente durante as fins de semana; (iv) os prezos unitarios que pagan son máis reducidos que os dos consumidores de baixa tensión; (v) a súa demanda responde en maior medida ás alteracións dos prezos; e (vi) os seus contratos son normalmente a medida, podendo negociarse diferentes termos como: prezos (cando non é a tarifa), cantidades indemnizatorias pola interrupción do subministro, calidades especiais, duración do contrato, etc.

Polo contrario, os consumidores de baixa tensión: (i)

empregan a electricidade fundamentalmente para iluminación, calefacción e funcionamento de electrodomésticos; (ii) consumen moita menos electricidade que os clientes industriais; (iii) teñen un patrón de consumo de electricidade caracterizado pola súa maior estacionalidade, tanto ao longo do ano como dependendo das horas do día; (iv) os prezos unitarios que pagan son máis elevados que os dos consumidores de alta tensión, tanto no mercado libre como a tarifa; (v) a súa demanda de electricidade é, habitualmente, máis inelástica que a dos consumidores de alta tensión; e (vi) os seus contratos están totalmente estandarizados, tendo como única elección a de contratar, ou non, o servizo (contratos de adhesión).

6 A CNE considera útil distinguir tres segmentos de consumidores diferenciados: consumidores domésticos e pequenos comercios e industrias conectados a baixa tensión; grandes consumidores industriais; e pequenas e medianas empresas.

- 64 -

No sector da electricidade temos, pois, identificados 5 mercados relevantes: (i) mercado polo xunto, (ii) mercado de restricións técnicas, (iii) mercado de xestión da rede de distribución, (iv) mercado de subministro a clientes de alta tensión, e (v) mercado de subministro a clientes de baixa tensión.

6.1.2 Gas natural.

Con carácter xeral, o gas natural ten dúas funcións

económicas básicas: (i) é un input esencial para o funcionamento de outros sectores da industria, polo que o seu progreso técnico repercute sobre a evolución de distintas ramas da produción e o seu prezo constitúe un factor importante da súa competitividade -dun xeito específico, e para esta análise, é un input específico para a xeración de enerxía eléctrica; e (ii) é un ben de consumo final, cunha reducida elasticidade prezo-demanda, destinado polos fogares e as pequenas e medianas empresas á satisfacción de diversas necesidades básicas, destacando a calefacción e cociña.

No contexto da operación examinada, a relación entre o gas

e a electricidade merece unha atención especial pola posibilidade de xerar electricidade mediante a tecnoloxía de ciclo combinado de gas. Esta tecnoloxía ten vantaxes en termos de: tamaño de planta óptima, flexibilidade (parada e posta en funcionamento con rapidez e vantaxe de custos respecto ao resto das tecnoloxías de vapor), eficiencia (perdas relativamente reducidas no proceso de xeración de enerxía) e impacto medioambiental (menores emisións contaminantes que o carbón).

Os mercados relevantes do sector do gas van en paralelo ao

circuíto físico que segue o gas dende a súa orixe (extracción en xacemento) ata o seu destino (puntos de consumo).

A primeira actividade ten que ver coa produción de gas. Esta

abarca a exploración, investigación e explotación de xacementos. Como en España, e en Galicia, a produción é moi escasa e

- 65 -

insuficiente para atender as necesidades da demanda, resulta fundamental o aprovisionamento de gas de xacementos situados no exterior. Isto leva pois á segunda actividade do circuíto: o aprovisionamento, que se fai a través de gasodutos internacionais e de buques metaneros.

O mercado de aprovisionamento inclúe a adquisición de gas

e as operativas necesarias para situalo no territorio no que será consumido (no caso de gas natural licuado –GNL en adiante-, a licuefacción no porto de orixe, o transporte en buques metaneros, o trading internacional e a entrega nas plantas de regasificación do GNL). O aprovisionamento precisa, pois, de infraestruturas de importación.

Unha vez situado o gas natural no territorio onde vai ser

consumido (e unha vez regasificado, se o gas foi transportado nun buque metanero), pasa á rede básica de transporte e almacenamento, ou rede de transporte de alta presión. Logo, desta rede pasa á de media e baixa presión, denominadas redes de distribución. Entón, o terceiro mercado ten que ver coas infraestruturas de transporte do gas no país destino.

O derradeiro mercado é o de subministro aos clientes finais.

Neste mercado operan distribuidores e comercializadores. Os primeiros subministran o gas natural aos clientes finais a tarifa, mentres que os segundos o fan a prezo libre.

Os dous axentes económicos implicados na operación -GAS

NATURAL e ENDESA- participan en case todos os mercados da cadea do gas natural. ENDESA é un operador entrante en aprovisionamento, transporte, distribución e comercialización, ao que se engade a súa participación no proxecto do gasoduto internacional de Medgaz, que a partir do 2009 engadirá un novo punto de entrada por gasoduto ao sistema gasista español, e en varios proxectos de plantas de regasificación de gas natural licuado (GNL) que están actualmente en construción (REGANOSA, PLANTA

- 66 -

REGASIFICADORA DE SAGUNTO E GASIFICADORA DE CANARIAS). Pola súa parte, GAS NATURAL é o operador dominante no sector do gas, estando activo no aprovisionamento, almacenamento, transporte, distribución e comercialización de gas natural.

Á vista das áreas nas que se atopan os grupos ENDESA e GAS

NATURAL, e atendendo ao solapamento ou coincidencia das actividades, a CNE considera que a operación examinada afecta aos mercados de aprovisionamento e comercialización. Ademais, considera que as actividades reguladas de transporte, regasificación e distribución deben ser examinadas debido a súa incidencia sobre o desenvolvemento das actividades en competencia.

6.1.2.1. Mercado de aprovisionamento.

O aprovisionamento de gas constitúe unha actividade polo

xunto realizada en España basicamente polos importadores, dada a escasa produción nacional.

Os importadores mercan gas para a súa venda a outros

operadores, do mesmo ou diferente grupo empresarial, que llo subministran logo aos consumidores; tamén o poden subministrar directamente a consumidores cualificados. Sen aprovisionarse de gas, as empresas non o poden subministrar.

Dende xaneiro de 2003, todos os consumidores son

cualificados, é dicir, todos teñen o dereito de comprar gas por xunto no mercado e, en principio, esta opción podería considerarse como unha alternativa á adquisición de gas polo miúdo. Sen embargo, tal como indica a CNE, o acceso ao mercado por xunto require a contratación dun gran volume de gas -demandas menores a 0,1-0,2 bcm7 dificilmente encontrarían ofertas neste mercado- e que o consumidor final realice directamente os

7 Billon cubic metres.

- 67 -

contratos cos titulares das infraestruturas de transporte e distribución necesarios para o acceso ao sistema. Estes aspectos supoñen barreiras moi importantes que fan que, na práctica, case ningún consumidor, mesmo de gran tamaño, adquira gas no mercado polo xunto. Esta realidade xustifica a súa consideración como un mercado separado do mercado polo miúdo.

A chegada do gas a España pode ser como gas natural (GN)

vía gasoduto ou como gas natural licuado (GNL) vía buques metaneros. No gráfico que segue se recolle a relación que existe entre os custos de transporte de gas por gasoduto e en forma de GNL. Como se pode ver, para distancias superiores a aproximadamente 1.000 Km resulta máis barato transportar GNL que GN a través dun gasoduto submarino. Se o gasoduto é terrestre, a distancia a partir da cal o prezo do transporte do GNL é menor ca do GN se sitúa en aproximadamente 4.000 Km.

Fonte: Recollido no Informe do SDC

Sen embargo, hai que sinalar que na práctica do mercado

inflúen outras moitas variables, como os contratos individuais de aprovisionamento asinados, o custo da regasificación e

- 68 -

almacenamento de GNL, melloras tecnolóxicas nos metaneros ou os compromisos de investimento das empresas que se aprovisionan nos países produtores. Existen indicios que apuntan a que o gas procedente do gasoduto do Magreb está entre os máis competitivos de España.

As principais características do aprovisionamento de gas

natural en España, segundo o TDC, son as seguintes:

i. A capacidade de importación polos gasodutos é, dun xeito aproximado, constante en todas as épocas do ano. Con todo, o consumo de gas natural amosa un comportamento marcadamente cíclico que a capacidade de almacenamento do sistema gasista español non pode compensar completamente na actualidade sen recorrer á importación de GNL.

ii. O aprovisionamento de GNL, importante durante todo o ano, convértese en vital durante os meses de inverno.

iii. O trazado dos gasodutos condiciona, económica e tecnicamente, unha parte substancial do consumo (do transportado en forma de GN).

6.1.2.2 Mercado de transporte de gas.

O mercado de transporte de gas forma parte do mercado

máis amplo de infraestruturas que posibilitan o subministro de gas aos consumidores.

A Lei 34/1998, de 7 de outubro, do Sector de Hidrocarburos

(LSH) no seu artigo 59 establece que as infraestruturas de transporte comprenden as instalacións incluídas na rede básica de transporte e as redes de transporte secundario.

As instalacións da rede básica de transporte son: (i)

gasodutos de transporte primario de gas natural a alta presión -presión máxima superior a 60 bares-; (ii) conexións da rede básica

- 69 -

con xacementos no interior ou cos almacenamentos; (iii) almacenamentos estratéxicos; (iv) plantas de licuefacción de gas; (v) plantas de regasificación de gas natural licuado, e (vi) conexións internacionais do sistema gasista nacional con outros sistemas ou con xacementos no exterior.

As redes de transporte secundario están formadas polos

gasodutos de presión máxima entre 16 e 60 bares. O artigo 68 da LSH asigna aos transportistas dúas obrigas

principais: (i) o desenvolvemento, operación e mantemento das instalacións; e (ii) as adquisicións de gas natural necesarias para atender as peticións de subministro doutros transportistas, así como dos distribuidores conectados ás súas redes.

O TDC considera que na xestión das redes de transporte de

gas é preciso considerar dous submercados: (i) o mercado das infraestruturas de importación de gas, e (ii) o mercado da rede gasista nacional (en España, peninsular). É isto porque cada tipo de instalación atende un papel diferente no funcionamento do sistema.

Na mesma liña, a CNE entende que o libre acceso ás

infraestruturas de entrada de gas constitúe un factor esencial para a competencia no aprovisionamento, mentres que o acceso ás infraestruturas de transporte internas é máis relevante para permitir a competencia entre comercializadores.

O marco regulador existente, e en particular o artigo 70 da

LSH e os seus desenvolvementos regulamentarios, establece o dereito de terceiros a acceder en condicións obxectivas, transparentes e non discriminatorias as infraestruturas de transporte. Este dereito concrétase na existencia de peaxes e outras condicións de acceso reguladas, e no progresivo establecemento de ENAGAS como xestor independente do sistema gasista.

- 70 -

Ademais, no sistema español de gas natural, o custo do

transporte do gas importado ata o punto de consumo é practicamente o mesmo dende todos os puntos de entrada, e dicir, é independente da situación do punto de entrada. Isto é así porque existe un sistema de peaxes territoriais únicas (“postais”) que varían só en función de certas características de presión, capacidade contratada e consumo dos usuarios. En consecuencia, a elección dun punto de entrada no sistema depende máis da existencia de capacidade de acceso ao mesmo e da orixe concreta do gas importado, que da súa influencia no custo.

6.1.2.3 Mercado de distribución de gas.

O artigo 73 da LSH establece que as instalacións de

distribución de gas natural están integradas polos gasodutos de presión máxima igual ou inferior a 16 bares e polas que alimentan a un só consumidor partindo dun gasoduto da rede básica de transporte secundario.

Entre as obrigas dos distribuidores destacan: (i) a

construción, ampliación e operación das instalacións de distribución, e (ii) o subministro a tarifa.

Como xestores de redes, os distribuidores deciden sobre

posibles denegacións do dereito de acceso de terceiros, no marco do artigo 76 da LSH e os seus desenvolvementos regulamentarios, e manexan información relacionada cos puntos de subministro. Esta vantaxe informativa ten unha grande incidencia potencial sobre a competencia na comercialización, o que xustifica a consideración da xestión de redes no marco da presente análise.

Normalmente, as redes de presión de deseño entre 16 e 4

bares alimentan aos clientes industriais, grupo reducido de consumidores que concentran a maior parte do consumo, mentres que as redes con presión inferior a 4 bares subministran aos

- 71 -

consumidores doméstico-comerciais, grupo extenso de consumidores cun consumo unitario pequeno.

6.1.2.4 Mercado de subministro a clientes finais.

O subministro polo miúdo consiste na venda de gas aos

consumidores finais. Tradicionalmente víñase considerando a existencia de dous mercados separados: distribución a tarifa e comercialización a prezo libre; sen embargo, o TDC estima que, dun xeito análogo ao que acontece no sector eléctrico, o mercado de subministro polo miúdo actual se debe considerar formado pola distribución a tarifa e a comercialización a prezo libre. As razóns para elo son basicamente dúas: (i) dende o 1 de xaneiro de 2003, todos os consumidores españois teñen a condición de cualificados, e (ii) dos 320.000 GWh consumidos no 2004, o 20% correspondeu a subministro a tarifa e o 80% restante foi consumo no mercado libre.

Na consideración anterior non coincide a CNE. Segundo este

organismo, se ben a tarifa integral constitúe unha referencia fundamental para a fixación do prezo das transaccións no mercado libre e existe certa flexibilidade para volver ao réxime tarifario -o que xustificaría a consideración dun só mercado-, existe unha diferenza importante entre o mercado regulado e o mercado libre. Mentres os distribuidores teñen unha obriga legal de abastecer a demanda a tarifa regulada, os comercializadores elaboran as súas ofertas de prezo e cantidade segundo unha estratexia empresarial de captación de clientes e tendo en conta a resposta dos seus competidores. Polo tanto, as cotas de mercado de comercializadores e distribuidores teñen significados diferentes e non son directamente comparables: para os primeiros é unha variable non controlable en gran medida; para os segundos é a resposta do mercado a súa estratexia competitiva. Estes argumentos levan a CNE a realizar unha análise separada do mercado de subministro a tarifa e a prezo libre.

- 72 -

Nesta análise asúmese a consideración do TDC e máis a súa visión de que, en función das diferentes necesidades, volumes de consumo, patróns de demanda, tipos de contrato e outras características dos consumidores, se poden identificar tres segmentos relevantes neste mercado: (i) grandes clientes industriais; (ii) xeradores de enerxía eléctrica; e (iii) clientes domésticos e PEMES.

Na opinión do TDC, de forma coincidente coa Comisión

Europea e o SDC, os grandes consumidores industriais e as centrais de ciclo combinado diferéncianse dos consumidores domésticos e PEMES: (i) na utilización do produto; (ii) na cantidade de gas consumida; (iii) no patrón de consumo, tendo os consumidores domésticos un consumo máis estacional; e (iv) nos contratos asinados, que no caso dos clientes domésticos e PEMES son contratos de adhesión.

Asemade, o TDC considera, de novo en liña coa Comisión

Europea (ENI/EDP/GDP), que o mercado de gas con destino á xeración de electricidade constitúe un segmento distinto do de grandes clientes industriais. Esta fragmentación débese, entre outros motivos, a que: (i) a cantidade de gas que consumen as centrais de ciclo combinado é moito maior que a que consumen os clientes industriais individuais; (ii) o consumo das centrais de ciclo combinado é estacional e varía substancialmente ao longo do ano en función das condicións meteorolóxicas e hidrolóxicas, mentres que o consumo dos grandes clientes industriais é moi estable, con patróns específicos, xeralmente máis reducido durante a fin de semana e, algúns deles, con menor consumo durante as horas nocturnas; e (iii) as centrais de ciclo combinado combinan contratos a longo prazo para garantir a viabilidade técnica e a seguridade de subministro con contratos a curto prazo, mentres que os contratos dos clientes industriais están máis estandarizados.

- 73 -

De acordo co TDC, no sector do gas identifícanse 7 mercados: (i) mercado de aprovisionamento; (ii) mercado de infraestruturas de importación; (iii) mercado da rede interna de transporte; (iv) mercado de distribución; (v) mercado de subministro a grandes clientes industriais; (vi) mercado de subministro a centrais de ciclo combinado; e (vii) mercado de subministro a consumidores doméstico-comerciais e PEMES.

6.2 Mercados xeográficos.

Para a análise da operación de concentración GAS NATURAL-

ENDESA cómpre delimitar, asemade, o ámbito xeográfico dos diversos mercados identificados.

A definición de mercado xeográfico ten por obxecto definir a

área xeográfica potencialmente afectada pola concentración. O TDC considera, de acordo coa Comisión Europea, que un territorio determinado constituirá un mercado específico cando as condicións de competencia no mesmo sexan suficientemente homoxéneas e, ao tempo, suficientemente heteroxéneas de outras zonas xeográficas próximas.

A dimensión xeográfica dos mercados no caso da presente operación de concentración, a luz das análises realizadas polo TDC e a CNE, é a que se amosa no cadro seguinte.

- 74 -

Electricidade

Xeración M. polo xunto Peninsular español M. restricións técnicas Local, delimitada a súa

amplitude polas zonas afectadas pola restrición

Distribución Local, determinado pola

autorización administrativa Subministro a clientes finais

De alta tensión De baixa tensión

Peninsular español (con matiz local)

Gas natural

Aprovisionamento Mundial/Cuenca atlántica Transporte Infraestruturas de

importación Peninsular español

Rede nacional Peninsular español

Distribución Local, determinado pola

autorización administrativa

Subministro a clientes finais

Grandes clientes industriais Centrais de ciclo combinado de gas Domésticos e PEMES

Peninsular español (con matiz local)

Fonte: A partir do TDC e da CNE

No relativo aos mercados liberalizados no sector eléctrico, o

TDC considera que: (i) a xeración de electricidade ten dimensión peninsular española e (ii) o subministro aos diversos tipos de clientes finais ten dimensión peninsular española, xa que os oferentes están activos fora das súas áreas orixinais e tentan cubrir, seguindo determinadas prioridades na súa expansión, a totalidade do mercado español.

No relativo aos mercados liberalizados no sector do gas, o

- 75 -

TDC considera que: (i) o mercado de aprovisionamento de gas, ten cando menos a dimensión do Espazo Económico Europeo (EEE) incluíndo a Rusia e Arxelia, sen descartar que a súa dimensión sexa mundial; e (ii) o subministro aos diversos tipos de clientes finais ten dimensión peninsular española, xa que os oferentes están activos fora das súas áreas orixinais e tentan cubrir, dun xeito análogo ao que acontece no mercado de electricidade, a totalidade do mercado español seguindo determinadas prioridades na súa expansión.

- 76 -

- 77 -

7. SITUACIÓN DOS MERCADOS DA

ELECTRICIDADE E DO GAS EN GALICIA PREVIAMENTE Á

OPERACIÓN.

- 78 -

- 79 -

A xestión dos recursos enerxéticos constitúe un reto industrial para calquera sociedade. A seguridade, calidade e prezo da subministración de enerxía, a diversificación das súas fontes, o consumo eficiente teñen efectos moi significativos sobre o desenvolvemento económico e a calidade de vida dos cidadáns.

Antes de examinar os efectos da operación de concentración

GAS NATURAL–ENDESA sobre a competencia en Galicia, cómpre situala na contorna enerxética da nosa comunidade.

7.1. Contorna na que se desenvolve a operación.

Os efectos da operación de concentración GAS NATURAL-

ENDESA en Galicia prodúcense nunha contorna específica: a delimitada polas características dos sectores enerxéticos, as normativas e as políticas enerxéticas de España e da Unión Europea.

Sobre todo co obxectivo de mellorar a eficiencia económica,

nos últimos anos produciuse en España, do mesmo xeito que en practicamente todos os países desenvolvidos, un cambio na regulamentación dos grandes servizos colectivos, entre os que se atopan a electricidade e o gas. O cambio de paradigma caracterízase polo abandono da noción tradicional de servizo público -titularidade pública, xestión pública e réxime xurídico público- por un modelo no que se permite a participación do sector privado e a competencia, é dicir, por un modelo de regulamentación para a competencia.

Para que este cambio puidera producirse tiveron que

acontecer previamente cambios tecnolóxicos, políticos e económicos. Un trazo de especial importancia nos sectores enerxéticos ten que ver coa posibilidade de separación das actividades con características de monopolio natural do resto de actividades. Esta separación permitiu introducir mecanismos de competencia no sistema.

- 80 -

Na actualidade, segundo recolle Pérez Arriaga no “Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de la generación eléctrica en España” (2005), entre as características do sistema eléctrico español atópanse as seguintes:

- unha estrutura de mercado inadecuada para soportar unha verdadeira competencia,

- un prezo de mercado da enerxía que, na realidade, ten escasa relevancia,

- unha estrutura tarifaria que ignora o prezo de mercado da enerxía, que compite coa actividade de comercialización e que case non envía sinais económicas ao consumo,

- un procedemento de garantía de potencia custoso e que garante moi pouco,

- un mecanismo de recuperación dos custos de transición á competencia (CTC) que introduce distorsión no mercado, que presenta serias ambigüidades na súa aplicación e que non parece que resolva ben o desexable equilibrio entre consumidores e empresas no longo prazo,

- un mercado polo miúdo entorpecido polas barreiras á entrada creadas por unha insuficiente separación entre a distribución e a comercialización libre, así como pola competencia da tarifa integral,

- unha rede de transporte que ten que dar resposta a unha avalancha de solicitudes de acceso pero cuxo necesario desenvolvemento está dificultado por trabas administrativas, restricións medioambientais e políticas, incerteza respecto á firmeza de intención dos solicitantes e ausencia de sinais económicas de localización,

- unha operación do sistema que ten que incorporar crecentes cantidades de xeración non xestionable sen contar con recursos físicos e normativos para elo,

- un modelo enerxético insostenible, que necesita un plan global para integrar as distintas liñas de actuación e as

- 81 -

decisións de política enerxética que cómpre comezar a implantar canto antes,

- a necesidade de harmonización regulatoria con Portugal para poder construír o Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL).

Destas características, de acordo coa mesma referencia, as

dúas áreas más polémicas, que cómpre resolver son: (i) a concentración horizontal no mercado de xeración -co potencial para o exercicio de poder de mercado- e (ii) a distorsión do mercado asociada ao mecanismo de recuperación dos custos de transición á competencia (CTC).

Segundo Pérez Arriaga, director do citado Libro Blanco, se ben para que calquera mercado funcione correctamente en competencia cómpre que o poder de mercado dos operadores non supere certos límites tolerables, no caso dos mercados eléctricos isto é particularmente crítico dadas as súas características específicas-produto non almacenable, escasa resposta no curto prazo da demanda ao prezo e limitada contestabilidade. Nesta situación todos os operadores, case con independencia do seu tamaño, teñen un apreciable poder de mercado e o prezo da enerxía volvese moi vulnerable a manipulacións menores e difíciles de identificar dos axentes.

Ademais, outra característica especial dos mercados

eléctricos -a de que non funcionan ben ser as marxes entre a oferta e a demanda estréitanse moito- reforza a necesidade de ter en conta a adecuación da estrutura empresarial do sector en termos de concentración.

En base ao anterior, no “Libro Blanco sobre la reforma del marco regulatorio de la generación eléctrica en España” (2005), dise que: “a reforma do marco regulatorio da xeración eléctrica en España é unha tarefa necesaria e urxente. (...) a normativa que permitiu por en marcha un mercado de electricidade orientado á

- 82 -

competencia en xaneiro do 1998 non conseguiu aínda o seu principal obxectivo: un mercado que funcione correctamente nun réxime de competencia. E a reforma é urxente, porque a evidencia da necesidade dun cambio regulatorio é o orixe dunha incerteza que é prexudicial para as empresas, para os consumidores e tamén para as institucións reguladoras” (p. 3). No que respecta aos obxectivos da política enerxética, posiblemente exista acordo entre todas as autoridades responsables nesta área a nivel da UE e de España sobre os tres seguintes: (i) seguridade do abastecemento, continuo e de alta calidade, para todos os consumidores; (ii) competitividade dos prezos das enerxías finais, baseada en custos reais, especialmente comparados cos dos países da Unión Europea; e (iii) desenvolvemento sostible. Adicionalmente a estes obxectivos, a UE ten establecido o de acadar o mercado único da enerxía. Sen embargo, na actualidade a conexión internacional é escasa, o que dificulta os fluxos de enerxía eléctrica na Unión Europea. Os estrangulamentos son consecuencia de políticas enerxéticas orientadas ó logro de autosuficiencia eléctrica, beneficiando aos monopolios nacionais. En España, como na maioría dos países, as interconexións están pensadas para intercambios técnicos, pero non para fluxos comerciais.

O problema da xestión do sistema é que algúns dos obxectivos anteriores son antagónicos entre eles. Así, maior fiabilidade na subministración leva a maiores custos e, polo tanto, maiores prezos; a mellor calidade do servizo e a internalización dos custos ambientais implican tamén maiores prezos.

Neste escenario de estrutura do sector e de obxectivos a

acadar sitúase o interese dos responsables políticos e dos operadores económicos pola xestión eficaz e eficiente dos recursos enerxéticos. Tal acontece nas denominadas Administracións

- 83 -

Rexionais que, ó actuar no nivel máis próximo ós cidadáns, teñen que desenvolver ás súas propias estratexias e formulacións enerxéticas nun marco cada vez máis global.

7.1.1. Seguridade de subministro, continuo e de alta calidade, para

todos os consumidores. No que respecta a seguridade de fornezo cabe subliñar que o

feito de que os produtos enerxéticos, e dun xeito especial a electricidade, constitúan bens indispensables na vida cotiá dos cidadáns impón o obxectivo de garantir a súa subministración continua e universal; asemade ao ser inputs que condicionan o nivel dos prezos das restantes actividades económicas e, polo tanto, a súa competitividade, impoñen o obxectivo de prezos eficientes. Estes trazos fan que os sectores enerxéticos sexan considerados como sectores estratéxicos ou de interese xeral.

Na Exposición de Motivos da LSE indícase expresamente que

a mesma pretende establecer unha regulamentación do sector eléctrico que garanta o subministro de electricidade e a súa calidade ó menor custo.

En Galicia, o portavoz do grupo do PSdeG no debate da proposición non de lei do G.P. do Bloque Nacionalista Galego no Parlamento de Galicia, manifestou que o obxectivo xeral da política enerxética debía ser “construír un modelo eficiente, diversificado, menos contaminante e máis solidario socialmente cos habitantes de todo o territorio”. Operativamente, o obxectivo de seguridade de subministro vincúlase coa dispoñibilidade de empresas sólidas e solventes. No debate de arestora tamén se relaciona coa conveniencia de que as empresas sexan “nacionais”.

- 84 -

7.1.2. Competitividade dos prezos das enerxías finais.

A competitividade dos prezos das enerxías finais vincúlase coa introdución de competencia nas actividades -xeración e comercialización- que se poden abrir a ela.

Segundo o informe elaborado por Atienza e de Quinto

(2003), as razóns que impulsan a competencia nos mercados de xeración e subministración de enerxía eléctrica, e podemos dicir tamén nos mercados do gas, son as seguintes: (i) a competencia tal vez sexa o mellor incentivo, pero non o único, para controlar os custos de capital e os custos operativos; (ii) a competencia é un excelente incentivo para favorecer a innovación tecnolóxica e a procura de vantaxes; (iii) nunha contorna competitiva, os consumidores non deberían asumir os erros dos xestores das empresas; e (iv) nunha contorna competitiva, o prezo aproxímase ao custo marxinal, se ben no caso da electricidade é moi distinto no curto prazo que no longo prazo.

Parece, pois, que a introdución da competencia ten que ver

coa procura dun servizo de calidade a prezos competitivos. Non obstante, a partir da experiencia acumulada, os autores conclúen que moitos dos procesos postos en marcha atoparon importantes dificultades e que os modelos aplicados (sexan estes competitivos ou non) adoitan adecuarse correctamente durante os primeiros tempos pero, logo, aparecen efectos non desexados e disfuncións.

O que resulta evidente é que para o correcto funcionamento

dun modelo baseado na competencia ten que existir: - Unha oferta suficiente e un mercado con liquidez, xa

que cando a potencia eléctrica ofertada se aproxima á demanda, aumenta o poder de mercado dos oferentes, que poden obter substanciosos beneficios retirando cantidades mínimas da súa oferta. Polo tanto ten que evitarse que aparezan problemas de capacidade debidos

- 85 -

a infra-investimento. - Un grao de concentración horizontal, tanto en xeración

como en comercialización, que impida que os operadores dispoñan de poder de mercado. Canto máis elevada sexa a concentración horizontal, maior é a probabilidade de que os operadores teñan poder de mercado.

- Unha minimización das barreiras á entrada e saída (facer contestable o mercado). Un mercado é perfectamente contestable se está completamente aberto a novos competidores potenciais. Cando isto sucede, as empresas tenden a comportarse no longo prazo cunha marxe nula. En mercados contestables isto pode ocorrer aínda que o número de operadores no mercado sexa pequeno.

- Un desenvolvemento das redes e dun sistema de tarifas (o máis baratas posible) de acceso non discriminatorio e transparente.

- Unha relación adecuada entre as actividades que son prestadas en competencia e as que seguen a ser un monopolio natural (a xestión das redes). Dende unha perspectiva de potenciación da competencia no sector enerxético, e dado que non hai posibilidade real de establecer redes paralelas a baixo custo, canto máis forte sexa o grao de segregación (accionarial8) entre as empresas, mellor para a competencia.

- Unha vixilancia das interaccións verticais anticompetitivas para evitar o risco de que os operadores baleiren de marxe algúns segmentos do subministro e o afloren noutros. En particular cómpre vixiar: (i) a interacción “xeración–comercialización”, xa que para un comercializador que non dispón de capacidade de xeración, supón un elevado risco que o mercado de xeración non sexa competitivo; e (ii) a

8 A segregación pode ser, de menor a maior grao, funcional, contable, xurídica ou accionarial.

- 86 -

interacción “distribución–comercialización”, xa que o distribuidor pode influír decisivamente na elección do consumidor.

7.1.3. Desenvolvemento enerxético sostible.

A preocupación actual polo ambiente incide dun xeito

relevante sobre a consideración da enerxía e os modos de utilizala. O obxectivo dun desenvolvemento sostible no ámbito

enerxético cuestiona os modelos de explotación enerxética tradicionais, en canto actuaban sobre recursos esgotables e producían efectos degradantes sobre o medio. Operativamente, este obxectivo debería traducirse na procura dun equilibrio na explotación dos recursos renovables, e por iso inesgotables, e os non renovables con tendencia ó esgotamento.

No Libro Branco para unha Estratexia e un Plan de Acción

Comunitarios, a Unión Europea puxo como obxectivo para o ano 2010 a obtención dun 12% da enerxía primaria total mediante fontes de enerxías renovables.

Pola súa banda, a directiva relativa á promoción da

electricidade procedente de fontes de enerxía renovables, establece como meta que o 22,1% da electricidade consumida na UE proceda de tales fontes. Esta porcentaxe distribúese de forma distinta para cada Estado membro.

No ano 2004, o consumo de enerxía primaria en Galicia foi

de 13.097 ktep, dos cales 1.482 ktep xeráronse a partir de fontes renovables. Isto representa un 11,3% do total, porcentaxe lixeiramente inferior á do ano anterior (11,8%) debido principalmente á baixa pluviosidade.

No relativo especificamente á electricidade, o 55,2% da

consumida procedeu de fontes renovables; de non terse en conta a

- 87 -

gran hidráulica, esta porcentaxe sería do 26,3%.

7.2. Fluxos enerxéticos básicos de Galicia. Os aspectos básicos da situación enerxética de Galicia,

descríbense a partir da información contida no “Balance Enerxético de Galicia 2004”. Neste informe recóllense datos dos fluxos enerxéticos agregados de Galicia. Os máis característicos son os que se amosan no cadro que segue.

Enerxía primaria 13.097 ktep9 Perdas en transformación 3.758 ktep Dispoñible 9.339 ktep Perdas en transporte e distribución 147 ktep Dispoñible real 9.192 ktep Consumo interno 5.991 ktep Exportación 3.201 ktep Fonte: Balance Enerxético de Galicia 2004

A enerxía primaria utilizada -conxunto de produtos

susceptibles de xerar enerxía para o consumo final- é moi variada: cru de petróleo, gas natural, carbón, auga, etc. A enerxía primaria utilizada en Galicia ascende a 13.097 ktep, dos cales se importa o 76,8% e se xera internamente o 33,2% restante.

A enerxía primaria galega inclúe: carbón, auga, biomasa,

residuos e enerxías residuais, e vento. Galicia, polo contrario, non posúe xacementos propios de: cru de petróleo, produtos petrolíferos e gas natural. Por isto, todo o volume transformado destes produtos é importado. Tamén se importa: carbón, biomasa e electricidade.

9 Un tep é unha tonelada equivalente de petróleo. Debido á importancia do petróleo dentro do sector enerxético, a Axencia Internacional da Enerxía aconsella utilizar como unidade enerxética a súa capacidade para producir traballo. No caso da enerxía hidroeléctrica e eólica, utilízase o factor de conversión do Eurostat (1 MW/h = 0,086 tep). Para máis información, ver: “Balance Enerxético de Galicia 2004”. INEGA.

- 88 -

O cru de petróleo, os produtos petrolíferos e o gas natural,

xunto co carbón, forman o groso das importacións de enerxía primaria de Galicia (96,2%).

Despois das perdas producidas nos procesos de

transformación da enerxía primaria (3.758 ktep) e das perdas no transporte e distribución (147 ktep), a enerxía dispoñible real para o consumo é 9.192 ktep. Deste total de produtos enerxéticos dispoñibles, Galicia consume internamente o 65,1% e o resto, o 34,8%, expórtase.

A enerxía dispoñible total de Galicia repártese entre

electricidade (29,1%), calor (20,5%) e produtos petrolíferos (49,6%). Dos 2.571 ktep de electricidade dispoñibles reais (2.718 ktep - 147 ktep perdidos en transporte e distribución), Galicia consume internamente o 59,2% e exporta o 40,7% restante. Neste marco de produción e consumo enerxético sitúase o interese da análise dos efectos da OPA GAS NATURAL–ENDESA en Galicia.

7.3. Sector da electricidade.

Antes de desenvolver este apartado, cómpre lembrar que os mercados eléctricos relevantes para a operación examinada, segundo se identificou nun apartado anterior, son o: (i) mercado de xeración polo xunto, (ii) mercado de restricións técnicas; (iii) mercado de xestión da rede de distribución; (iv) mercado de subministro a clientes de alta tensión, e (v) mercado de subministro a clientes de baixa tensión.

Antes de examinar a situación en cada unha das actividades

da cadea de valor da electricidade, comezamos co consumo deste produto e os axentes que operan no sector.

- 89 -

7.3.1. Consumo de electricidade e axentes que operan no sector. Dos 2.571 ktep de electricidade dispoñibles reais en Galicia

en 2004 (2.718 ktep dispoñibles - 147 ktep perdidos en transporte e distribución), consúmese internamente o 59,2%, é dicir, 1.524 ktep; o resto -1.047 ktep- expórtase.

Dado o carácter exportador neto do sector eléctrico de

Galicia, podería concluírse a inexistencia de problemas de subministración internos. Se ben a nivel xeral, o índice TIEPI (Tempo de Interrupción Equivalente á Potencia Instalada) galego presenta valores similares aos españois10, nalgunhas zonas rurais presenta valores moi por riba da media galega e española.

Fonte: DGPEM

COMPARACIÓN TIEPI GALICIA - NACIONAL

0

2,5

5

7,5

10

12,5

15

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

ANO

TIEP

I (ho

ras)

TIEPI GALICIA TIEPI NACIONAL

10 Dende 1991 houbo unha forte diminución no índice TIEPI galego, agás os incrementos dos anos 2000 e 2001.

- 90 -

Fonte: DGPEMNota: No ano 2001, o TIEPI incrementouse como consecuencia dos fortes temporais que sufriu a Comunidade Autónoma.

EVOLUCIÓN DO TIEPI EN GALICIA

0

5

10

15

20

25

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004ANO

TIEP

I (ho

ras)

ZONA URBANA ZONA SEMIURBANA ZONA RURAL CONCENTRADA

O principal consumidor final de electricidade de Galicia no

ano 2004 foi a actividade industrial (56,4%); en segundo lugar sitúase o consumo dos fogares (21,6%); e en terceiro lugar, o consumo dos servizos (17,8%).

Galicia consume con intensidade enerxía eléctrica: o 8% do

total español, cando o PIB se sitúa no 5,4%. Esta porcentaxe é consecuencia de que a industria galega é máis intensiva en consumo de electricidade que a media española e elo a pesar de que o sector industrial galego ten un peso menor no PIB que o correspondente español.

No que respecta aos operadores que actúan no sector

eléctrico de Galicia, cabe sinalar a presenza dos dous grupos principais españois -ENDESA e IBERDROLA11-, así como do Grupo UNIÓN FENOSA, cunha presenza relativa en Galicia sensiblemente superior a que ten como media en España. Tamén está presente, aínda que con menor peso, ENEL-VIESGO.

11 Estes grupos están verticalmente integrados, con mixes de xeración relativamente complementarios e cuxas producións resultan indispensables para atender a demanda en numerosos períodos.

- 91 -

O sector da electricidade en Galicia, e en España,

caracterízase pola súa madurez e o seu elevado grao de concentración.

7.3.2. Mercado polo xunto de xeración de electricidade.

Neste apartado describimos os trazos da xeración polo xunto

de electricidade en Galicia. Aínda que a nivel español, no mercado de xeración de electricidade é onde se da un grao de coincidencia máis grande entre as dúas empresas que participan na operación examinada -xa que ENDESA é o principal xerador de electricidade e GAS NATURAL, ademais de ter unha participación relevante na xeración de electricidade en centrais de ciclo combinado, é o aprovisionador dominante de gas natural a este tipo de centrais-, non acontece o mesmo en Galicia, xa que na nosa comunidade non hai centrais de ciclo combinado, nin de GAS NATURAL nin de ningún outro grupo empresarial.

A posición dos operadores na xeración de enerxía eléctrica

pode medirse en termos de: (i) potencia instalada total, que mide a capacidade dun operador de participar no mercado, e (ii) enerxía vendida sobre o total, que representa a participación real dos axentes no mercado.

7.3.2.1. Potencia instalada.

O parque galego de xeración eléctrica ten una capacidade

total de 8.203 MW. Esta potencia instalada representa o 11,6% da potencia total española.

Os 8.203 MW de potencia distribúense entre as centrais en

réxime ordinario, que aportan unha capacidade de 5.360 MW (65,3%), e as centrais en réxime especial, que proporcionan os restantes 2.843 MW (34,4%).

- 92 -

As centrais en réxime ordinario de Galicia contribúen un 10% á potencia española desta modalidade, porcentaxe inferior a súa contribución xeral (11,6%). Pola súa banda, as centrais en réxime especial aportan un 16,9% ao total español neste réxime, porcentaxe que é superior ao xeral. Polo tanto, Galicia achega, en termos relativos, máis en réxime especial que en réxime ordinario.

O segmento das enerxías renovables contribúe co 18,9% -se

se ten en conta a gran hidráulica-, e co 20,9% se non se considera. Aínda que estas últimas porcentaxes diminuíron nun 2,6% e 11,1% respectivamente, respecto ás do ano anterior -debido a que no resto de España se incrementou máis a potencia instalada en enerxías renovables-, amosan a importante contribución de Galicia neste ámbito.

Por tecnoloxías, os tipos de centrais nos que Galicia ten unha

potencia relativa por riba da súa media total (11,6%) son: eólica (22,9%), hidráulica de réxime especial (21,8%), hidráulica de réxime ordinario (17,0%) e carbón (16,5%). Preto da media xeral atópanse as centrais de biomasa (11,4%).

En termos absolutos, só teñen achegas por riba dos 1.500

MW as seguintes tecnoloxías: (i) hidráulica (2.997 MW), o que supón o 36,5% da potencia total galega; (ii) termoeléctrica de carbón (1.946 MW), que contribúe cun 23,7%; e (iii) eólica (1.824 MW), que representa o 22,2%. Estas tres tecnoloxías supoñen o 82,4% da potencia total instalada en Galicia.

Cada unha das tecnoloxías restantes aporta menos de 600

MW á capacidade galega. A sinalar que non existe capacidade instalada nas tecnoloxías de ciclo combinado e nuclear, se ben na primeira existen proxectos para dispor de 1.170 MW no 2010. O proxecto de incrementar a capacidade en ciclo combinado é consecuencia das vantaxes desta tecnoloxía: o seu menor custo de inversión e período de construción, a súa maior flexibilidade (en termos de arranque), o seu alto rendemento e baixo consumo de

- 93 -

combustible. Dende o lado de problemas potenciais cómpre sinalar que o custo de xeración nesta tecnoloxía varía en función do prezo do gas, que normalmente está indiciado ao do petróleo.

As contías das diferentes tecnoloxías fan que o mix galego se

diferencie do total español. Así, mentres que en Galicia as centrais que achegan máis potencia son as hidráulicas, térmicas de carbón e eólicas; en España, o son as de produtos petrolíferos e gas natural, hidráulica, térmica de carbón, eólica e nuclear.

POTENCIA ELÉCTRICA INSTALADA, ANO 2004

España (MW)

Galicia (MW)

% Galicia fronte ao total de España

Centrais en réxime ordinario Hidráulica 16.922 (*)2.875 17,0 Nuclear 7.590 0 0,0 Carbón 11.804 1.946 16,5 Produtos petrol, gas natural, residuos

17.378 539 3,1

Total réxime ordinario 53.694 5.360 10,0

Centrais en réxime especial Non renovables(1) 5.726 539 9,4 Solar 37 0,75 2,0 Eólica 7.982 1.824 22,9 Hidráulica 1.661 (**)362 21,8 Biomasa 438 50 11,4 Residuos 1.007 67 6,7 Total réxime especial 16.851 2.843 16,9

TOTAL 70.545 8.203 11,6 Fonte: INEGA, CNE e MITYC (1) As centrais en réxime especial non renovables son as que utilizan produtos petrolíferos, gas natural e carbón. (*) 2.845 MW corresponden a gran hidráulica e 30 MW a minihidráulica. (**) 152 MW corresponden a gran hidráulica e 210 MW a minihidráulica.

- 94 -

Dende o punto de vista da capacidade instalada, o sector da electricidade en Galicia, e en España, caracterízase pola súa madurez e as moderadas expectativas de crecemento nos vindeiros anos, agás na construción e explotación de parques eólicos e centrais eléctricas de ciclo combinado. Máis concretamente, en España, nos próximos anos, previse o mantemento da potencia das enerxías hidráulica e nuclear; o descenso das enerxías derivadas do carbón e do fuel/gas; e o incremento significativo da potencia en ciclo combinado que, en 2008, chegará a representar aproximadamente un terzo da capacidade instalada.

PREVISIÓN DE POTENCIA INSTALADA 2004-2008.

Potencia Instalada (MW) 2004 2005 2006 2007 2008 Hidráulica 16.657 16.657 16.657 16.657 16.657Nuclear 7.923 7.923 7.923 7.923 7.923Carbón e Fuel/Gas 17.535 17.535 17.535 17.535 17.535CCTG 7.594 11.594 16.794 22.794 24.394

Total potencia instalada 49.709 53.709 58.749 64.449 65.506Fonte: Notificación a partir do” Informe Sector da Enerxía 2004”, CNE.

As porcentaxes de participación das principais empresas no

parque de potencia eléctrica en Galicia permiten apreciar a natureza oligopolista do mercado, cunha asimetría significativa entre os diversos participantes.

Potencia instalada. 2004 (%)

Empresa Galicia España UNIÓN FENOSA 28,0 12,8 ENDESA 24,9 35,3 IBERDROLA 21,7 37,1 HIDROCANTÁBRICO - 5,0 ENEL-VIESGO - 4,6 GAS NATURAL - 3,1 OUTROS 25,4 2,2

Fonte: INEGA e SDC

- 95 -

Finalmente, a participación dos principais operadores na

potencia instalada en Galicia atendendo á tecnoloxía de xeración é a que se deixa ver no cadro seguinte.

Galicia 2004

(% sobre o total da tecnoloxía)

Tecnoloxía Endesa Iberdrola Unión Fenosa

Gas Natural

Outros

C. Combinado -* - - - - Nuclear -* - - - - Termoeléctrica 58,7 0 41,2 0 0 Hidráulica 11,9 41,6 36,0 0 10,6 Eólica 13,9 23,4 8,1 0 54,5 Coxeración 0 0 0 0 100,0 Residuos, biomasa e biogas

0 0 0 0 100,0

*Non existen centrais con estas tecnoloxía en Galicia. Fonte: INEGA. Pola súa banda, a distribución no caso español é a que se amosa no seguinte cadro.

Tecnoloxía Endesa Iberdrola Unión Fenosa

Gas Natural

Outros

C. Combinado 14,4 33,9 14,2 19,4 18,1 Nuclear 46,2 42,3 9,4 0 2,1 Carbón 49,8 10,8 17,7 0 21,7 Fuel-oli 33,0 43,7 11,9 0 11,4 Hidráulica 31,5 51,5 10,6 0 6,4 Renovables 13,1 22,6 3,2 0,5 60,6 Fonte: SDC. Notificación a partir dos informes anuais das compañías eléctricas.

7.3.2.2. Enerxía producida. No ano 2004, Galicia produciu 2.565 ktep brutos e 2.460

ktep netos. A electricidade xerada bruta supón unha achega ao

- 96 -

sistema eléctrico español do 10,6%, un punto por debaixo da súa contribución á potencia instalada.

Os 2.565 ktep brutos producidos distribúense entre as

centrais en réxime ordinario, que aportan unha produción de 1.863 ktep (72,6%), e as centrais en réxime especial, que proporcionan os restantes 702 ktep (27,3%).

As centrais en réxime ordinario de Galicia contribúen un 9,8%

á potencia española desta modalidade, porcentaxe algo inferior a súa contribución xeral (10,6%). Pola súa banda, as centrais en réxime especial aportan un 13,7% ao total español neste réxime, porcentaxe que é superior ao xeral. Polo tanto, tal como acontecía coa potencia instalada, Galicia achega máis, en termos relativos, en réxime especial que en réxime ordinario.

A participación relativa de Galicia na enerxía producida

aumenta cando se considera soamente a obtida a partir de fontes renovables, xa que neste caso Galicia acada o 19,6% do total español; o mesmo sucede cando se considera a produción aportada polas centrais termoeléctricas con carbón (19,5%).

- 97 -

Xeración bruta de electricidade. Ano 2004

España(Ktep)

Galicia(Ktep)

% Galicia fronte ao

total de España Centrais en réxime ordinario Hidráulica 2.552 (*)461 18,1 Nuclear 5.470 0 0,0 Carbón 6.766 1.330 19,7 Produtos petrolíferos, residuos 1.388 72 5,2 Gas natural 2.720 0 0,0 Gas siderúrxico 96 0 0,0 Total réxime ordinario 18.992 1.863 9,8 Centrais en réxime especial Gas natural 2.076 73 3,5 Produtos petrolíferos 675 135 20,0 Carbón 46 0 0,0 Hidráulica 409 (**)69 16,9 Eólica, biomasa, residuos 1.917 425 22,2 Total réxime especial 5.123 702 13,7 Total xeración eléctrica 24.114 2.565 10,6 Xeración eléctrica orixe renovable (1)

4.878 955 19,6

Xeración eléctrica con carbón 6.812 1.330 19,5 Fonte: INEGA e MITYC

Como se pode ver no cadro anterior, só as centrais

termoeléctricas de carbón producen, na actualidade, máis de 500 ktep, en concreto a súa xeración é de 1.330 ktep brutos (51,8%). Cunha produción de máis de 300 ktep, pero menos de 500 ktep, están as centrais hidráulicas en réxime ordinario (461 ktep) e os parques eólicos (425 ktep12). As demais tecnoloxías aportan menos de 200 ktep cada unha. A sinalar que en Galicia non hai produción nuclear nin produción ordinaria a partir do gas natural. 12 Nesta cifra inclúense as centrais en réxime especial de biomasa e residuos.

- 98 -

Por outra banda, os tipos de centrais nos que Galicia aporta

máis produción que a súa achega relativa ao total de España (10,6%) son: eólica, biomasa e residuos (22,2%); produtos petrolíferos en réxime especial (20,0%); carbón en réxime ordinario (19,7%); hidráulica de réxime ordinario (18,1%), e hidráulica de réxime especial (16,9%).

Se se consideran as tecnoloxías de maior achega, o mix

tecnolóxico galego diferénciase do español pola maior contribución relativa das centrais termoeléctricas de carbón, hidráulicas e eólicas; polo contrario, no mix galego non teñen ningunha participación as centrais nucleares e de ciclo combinado de turbina de gas.

Por outra banda , atendendo á xeración neta de electricidade

en Galicia, as cotas de mercado das principais empresas enerxéticas, no ano 2004, son as que se amosan no cadro seguinte.

Enerxía neta producida en Galicia. 2004 Empresa MWh % ENDESA 11.896.391 41,6 UNIÓN FENOSA 6.956.889 24,3 IBERDROLA 3.571.678 12,5 Principais coxeracións 2.325.243 8,1 Outras coxeracións, residuos, biomasa

1.247.825 4,4,

Outros 2.605.155 9,2 TOTAL 28.603.181 100,0 Fonte: INEGA

Así pois, na xeración eléctrica galega, a cota dominante tena ENDESA (41,6%). Séguenlle UNIÓN FENOSA (24,3%) e IBERDROLA (12,5%). Estas tres empresas xeran o 78,4% da electricidade producida en Galicia.

- 99 -

No caso español, a distribución das cotas de mercado no ano

2004, segundo o SDC, é o seguinte: ENDESA (38,5%); IBERDROLA (27,5%) e UNIÓN FENOSA (11,3%). Xa con cotas menores están: HIDROCANTÁBRICO (6,7%), ENEL-VIESGO (2,9%) e GAS NATURAL (2,5%).

Pola súa banda, as cotas de mercado das diferentes empresas

segundo a tecnoloxía é a que se deixa ver no cadro seguinte.

Galicia 2004 (% sobre o total da tecnoloxía)

Tecnoloxía Endesa Iberdrola Unión Fenosa

Gas Natural

Outros

C. Combinado -* - - - - Nuclear -* - - - - Termoeléctrica 70,0 0 30,0 0 0 Hidráulica 10,3 41,9 34,9 0 5,1 Eólica 15,1 24,8 6,8 0 53,1 Coxeración 0 0 0 0 100,0 Residuos, biomasa e biogas

0 0 0 0 100,0

*Non existen centrais con estas tecnoloxía en Galicia. Fonte: INEGA No caso español, a situación é a que se recolle no cadro seguinte.

- 100 -

Tecnoloxía Endesa IberdrolaUnión Fenosa

Hc Viesgo Gas Natural

Outros

C. Combinado

[20-30] [30-40] [0-10] [0-10] [0-10] [10-20] [10-20]

Coxeneración

[0-10] [0-10] [0-10] [0-10] [0-10] [0-10] [90-100]

Hidráulica

[30-40] [40-50] [0-10] [0-10] [0-10] [0-10] [0-10]

Nuclear

[40-50] [40-50] [0-10] [0-10] [0-10] [0-10] [0-10]

Fuel-oli

[20-30] [30-40] [10-20] [0-10] [0-10] [0-10] [10-20]

Carbón

[50-60] [0-10] [10-20] [10-20] [0-10] [0-10] [0-10]

Fonte: SDC. Notificación a partir dos informes anuais das compañías eléctricas.

Para finalizar este apartado sinalar que a caracterización da

situación do mercado polo xunto de xeración de electricidade español realizada polo TDC en varios dos seus informes:

- ENDESA e IBERDROLA son as empresas dominantes, con

mixes de xeración relativamente complementarios, - a cota conxunta de ENDESA e IBERDROLA rolda o 75% en

potencia instalada e o 70% en enerxía producida, - ENDESA e IBERDROLA son determinantes, ou pivotais, no

sistema, xa que son as empresas que durante un maior número de horas anuais se enfrontan a unha demanda residual positiva,

- ENDESA e IBERDROLA teñen capacidade de fixación de prezos, sexa individualmente sexa mediante colusión tácita, tanto en períodos de demanda alta como de demanda baixa, sendo o resto de operadores prezo aceptantes.

7.3.2.3 Número de centrais eléctricas existentes.

O número de centrais eléctricas existentes en Galicia no ano

2004 é o que se amosa no cadro seguinte.

- 101 -

Como se pode observar, o maior número corresponde a minicentrais hidráulicas (96), seguíndolle as eólicas (80) e as centrais de coxeración de gasóleo (52). Sen embargo, dende o punto de vista da potencia que aportan ao sistema, hai que destacar as 3 centrais termoeléctricas e as 36 grandes centrais hidráulicas.

a. Centrais térmicas de carbón e fuel.

En Galicia hai tres grandes centrais eléctricas de xeración

térmica que empregan combustibles de orixe fósil. A súa potencia total é de 2.420 MW:

i. Central Térmica das Pontes.Ten unha potencia instalada

de 1.400 MW (4 grupos de 350 MW). É a maior central térmica de España en canto a produción e tan só dúas plantas nucleares a superan en capacidade de xeración de electricidade. Na actualidade utiliza como combustible hulla subbituminosa de importación e lignito pardo procedente da mina a ceo aberto situada a pé da central. Estas instalacións constitúen o maior centro mineiro-eléctrico de España, tanto en dimensión como en produción de lignito e de enerxía eléctrica. A súa

nº MW nº MW nº MW nº MW nº MW

Centrais termoeléctricas 3 2.391 0 0 0 0 0 0 3 2.391centrais carbón 2 1.946 0 0 0 0 0 0 2 1.946centrais fuel 1 445 0 0 0 0 0 0 1 445

Centrais de coxeración 64 510 13 39 5 28 25 56 107 633fuel óleo 17 218 1 3 3 22 0 0 21 243gasóleo 24 69 8 18 1 3 19 42 52 132G.L.P. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0gas natural 22 129 4 18 1 3 6 14 33 164residuos e enerxias residuais 1 94 0 0 0 0 0 0 1 94

Centrais de residuos 3 67 0 0 0 0 0 0 3 67

Enerxías renovables 79 1.180 55 1.114 54 2.367 30 450 218 5.111gran hidráulica 7 279 6 530 22 2.100 1 88 36 2.997minihidráulica 29 76 23 26 25 74 20 64 97 240biomasa 3 11 0 0 1 2 1 37 5 50eólica 40 814 26 558 6 191 8 261 80 1.824

TOTAL 149 4.148 68 1.153 59 2.395 55 506 331 8.202Fonte: INEGA

A Coruña TotalPontevedraOurenseLugo

- 102 -

produción neta no 2003 foi de 862 ktep. Pertence ó grupo ENDESA.

ii. Central Térmica de Meirama. Ten unha potencia de 550 MW (1 grupo de 550 MW). Utiliza como combustible o lignito procedente da mina de Limeisa e, como complemento para reducir o impacto ambiental, emprégase actualmente carbón importado de baixo contido en xofre. A súa produción neta no 2003 foi de 295 ktep. Pertence ó grupo UNIÓN FENOSA.

iii. Central Térmica de Sabón. Ten unha potencia de 445 MW. Emprega como combustible fuelóleo. Presenta un funcionamento intermitente, dado o elevado custo de xeración. A conexión a rede eléctrica soamente ocorre cando é necesario para o mantemento da calidade da subministración. A súa produción neta no 2003 foi de 50 ktep. Pertence ó grupo UNIÓN FENOSA.

No ano 2004, as explotacións de lignito pardo achegaron

1.556 ktep. Hai unha tendencia á baixa sostida polo esgotamento das minas en explotación e a necesidade de reducir as emisións.

No marco da presente operación soamente está afectada a

Central Térmica das Pontes, xa que é a única que pertence a algunha das sociedades participantes na concentración.

b. Hidráulica.

As centrais hidroeléctricas varían na súa potencia instalada.

As de potencia superior a 10.000 KW sitúanse na categoría de “gran hidráulica”, mentres que as de potencia non superior a 10.000 KW denomínanse, convencionalmente, minicentrais (e a enerxía que xeran, minihidráulica). O rendemento de ambos tipos de centrais é moi similar.

Galicia dispoñía, no 2004, de 36 grandes hidráulicas, cunha

potencia instalada total de 2.997 MW; e de 97 minicentrais, cunha

- 103 -

potencia instalada total de 241 MW. Nesta tecnoloxía, a achega de ENDESA era de 380,48 MW.

Ademais dos tres grandes grupos eléctricos, poseen grandes

centrais hidráulicas FERROATLÁNTICA E NAVARRO GENERACIÓN. Na gran hidráulica están

A capacidade hidroeléctrica instalada non é o único

determinante da produción hidroeléctrica anual. Esta é directamente proporcional ó caudal da auga, polo que resulta moi relevante a pluviosidade do ano en cuestión.

c. Eólica.

En xaneiro de 2000 Galicia contaba cunha potencia eólica

instalada de 486 MW; mentres que en 2004, con 80 centrais, a potencia era de 1.824 MW. Nesta tecnoloxía tamén están presentes os tres grandes grupos eléctricos. ENDESA aporta 255 MW á potencia total eólica.

O aproveitamento deste tipo de enerxía evolucionou de

forma espectacular nos últimos anos, tal como se pode ver no gráfico que segue. O incremento da potencia eólica instalada é consecuencia tanto da mellora dos rendementos como da rebaixa nos custos; actualmente é a enerxía renovable con maior potencial de crecemento.

- 104 -

d. Centrais de coxeración.

As plantas de coxeración son instalacións industriais que

aproveitan parcialmente a calor que necesitan os seus procesos para producir tamén electricidade. Estas instalacións habitualmente utilizan como combustibles: gasóleo, fuelóleo, gas natural e propano.

En 2004 existían en Galicia 107 centrais de coxeración con

motores, cunha potencia total de 633 MW. Destas, as pertencentes a REPSOL PETRÓLEO S.A., Grupo TOJEIRO e Grupo FINSA acadan unha potencia por enriba de 45 MW.

e. Centrais de residuos.

A electricidade tamén pode provir de residuos sólidos

urbanos (RSU), residuos Marpol, aceites reciclados procedentes de vehículos e barcos, gasóleo derivado de aceites pretratados, pneumáticos, graxas animais, e enerxías residuais dos procesos produtivos.

0

300

600

900

1.200

1.500

1.800

Pote

ncia

(MW

)

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004Ano

Evolución potencia eólica instalada en Galicia

potencia anual instalada potencia total instalada

- 105 -

En 2004 existían en Galicia 3 centrais que producían enerxía

eléctrica a partir de residuos de diversa procedencia: lixivias negras, residuos Marpol e subprodutos de refinería13. A produción destas centrais acadou os 67 MW, destacando a de SOGAMA (50,0 MW).

f. Biomasa.

A biomasa é a enerxía dos residuos forestais, así como

outros tipos de biomasa, tales como o biogás e as lixivias negras do sector papeleiro.

Galicia contaba en 2004 con 5 centrais termoeléctricas que

producían enerxía eléctrica a partir de residuos de industrias de 1ª e 2ª transformación da madeira e subprodutos forestais. Estas instalacións sumaban unha potencia total de 50 MW, destacando a de ENCE. 7.3.2.4 Conclusións sobre a situación actual.

Da análise correspondente ao ano 2004 resultan as seguintes

conclusións sobre a xeración de electricidade en Galicia:

i. Galicia non consume toda a electricidade que produce. É exportadora neta de enerxía eléctrica.

ii. O parque galego de potencia eléctrica achega unha porcentaxe sobre a capacidade instalada total española por riba da súa contribución ao PIB español.

iii. No segmento das enerxías renovables, o parque galego de potencia eléctrica supón unha porcentaxe sobre o español aínda máis por riba do correspondente ao parque total.

13 O combustible empregado varía en función da súa dispoñibilidade; en momentos de escaseza de residuos utilízanse derivados do petróleo para cubrir as necesidades do ciclo produtivo.

- 106 -

iv. As centrais hidráulicas, de carbón e eólicas achegan o 85,3% da potencia instalada en Galicia.

v. En termos de xeración eléctrica bruta, Galicia aporta unha porcentaxe ao sistema eléctrico español superior a súa cota sobre o PIB español. Esta desviación é maior cando se considera soamente a produción eléctrica obtida a partir de fontes renovables.

7.3.2.5. Proxectos de futuro.

Polo que atinxe as estimacións cara o futuro, o director xeral

de Industria, Enerxía e Minas deixou ver as seguintes estimacións sobre potencia instalada para o período 2004-2011.

Fonte: Comunicación do director xeral de Industria, Enerxía e Minas na Cátedra “Jean Monet”

Dos datos do cadro resulta un medre absoluto, no intervalo

2004-2011, de 6.152 MW, o que supón un incremento relativo do 74,7%. Sen embargo, este aumento da potencia varía moito por tecnoloxías. Así, en valores absolutos, mentres a térmica convencional e a gran hidráulica non medran nin un MW, pois manteñen ao final do período o mesmo valor que ao comezo, a enerxía eólica achega 4.824 MW e os ciclos combinados de gas

14.38013.17412.31811.76811.49610.8128.9358.228TOTAL (MW)

286286286286286286263240Minihidráulica

2.9972.9972.9972.9972.9972.9972.9972.997Hidráulica

6.6485.4584.6184.0843.8283.1602.4921.824Eólica

8177736965615753Biomasa

778766754742730718706694Coxeración e residuos

1.1701.1701.1701.1701.1701.170Ciclos combinados gas

2.4202.4202.4202.4202.4202.4202.4202.420Térmica convencional

20112010200920082007200620052004

14.38013.17412.31811.76811.49610.8128.9358.228TOTAL (MW)

286286286286286286263240Minihidráulica

2.9972.9972.9972.9972.9972.9972.9972.997Hidráulica

6.6485.4584.6184.0843.8283.1602.4921.824Eólica

8177736965615753Biomasa

778766754742730718706694Coxeración e residuos

1.1701.1701.1701.1701.1701.170Ciclos combinados gas

2.4202.4202.4202.4202.4202.4202.4202.420Térmica convencional

20112010200920082007200620052004

- 107 -

outros 1.170 MW. En termos relativos o medre maior dáse en ciclos

combinados, xa que na actualidade a súa achega é nula. Nas restantes tecnoloxías, o crecemento máis importante é o da enerxía eólica, do 264,4%. Xa con porcentaxes máis cativas están a: biomasa, cun 52,8% (28 MW); minihidráulica, cun 19,1% (46 MW); e coxeración e residuos, cun 12,1% (84 MW).

Entón, dos datos anteriores resulta que o medre de potencia

instalada de 6.152 MW no período 2004-2011 provirá basicamente do aumento da enerxía eólica (4.824 MW) e da posta en funcionamento en 2006 dos ciclos combinados con turbina de gas de As Pontes que, cunha potencia de 1.170 MW, se manterán no período posterior.

O crecemento estimado da enerxía eólica en Galicia

fundaméntase nas vantaxes das enerxías renovables (mellor planificación enerxética, diminución dos impactos ambientais do ciclo enerxético -diminución das emisións de gases de efecto invernadoiro, etc.-, e incidencia socioeconómica positiva -creación de emprego, etc.-), o grao de madurez acadado por esta tecnoloxía concreta e as condicións orográficas e climáticas de Galicia, que favorecen o aproveitamento dos recursos eólicos.

Así pois, suposto o cumprimento dos prognósticos, a

distribución da potencia instalada en Galicia no 2011 será a seguinte:

- eólica: 6.648 MW (46,2%), - hidráulica: 2.997 MW (20,8%), - térmica: 2.420 MW (16,8%), - ciclos combinados: 1.170 MW (8,1%), - coxeración e residuos: 778 MW (5,4%), - minhidráulica: 286 MW (2,0%), - biomasa: 81 MW (0,5%).

- 108 -

7.3.3. Mercado de restricións técnicas. As características propias da rede de transporte fan que

existan zonas xeográficas nas que se producen restricións técnicas. Estas só poden ser resoltas por un pequeno número de centrais de xeración, situadas preto da zona da restrición. Xa que en moitos casos estas centrais pertencen á mesma empresa, operan en réxime de monopolio.

Nas restricións técnicas existe unha elevada concentración

xeográfica en seis provincias españolas, ningunha galega. Neste sentido cabe apuntar que, nos últimos catro anos, soamente houbo que recorrer a este mecanismo no 2003 e na provincia da Coruña, sendo a porcentaxe moi pequena (0,21%).

7.3.4. Mercado da xestión da rede de distribución de electricidade.

A distribución de enerxía eléctrica é unha actividade

regulamentada que ten a consideración económica de monopolio natural, motivo polo cal este mercado non está aberto á competencia. Os distribuidores, que son os titulares das redes de distribución, teñen a obriga de xestionalas de modo que estas sexan capaces de levar ata os consumidores a enerxía eléctrica que demanden14.

Segundo a CNE e a partir da base de datos de liquidacións no

2003, a rede de distribución de electricidade galega está xestionada basicamente por UNIÓN FENOSA (cota de distribución: 94,26%). ENEL-VIESGO ten unha cota de distribución do 5,07%; mentres que ENDESA ten unha participación marxinal do 0,66%. Pola súa banda, para o TDC, se ben as cotas de ENDESA e GAS

14 Aínda que non se considere a actividade de transporte de electricidade, cómpre sinalar que a rede actual é insuficiente para transportar os excedentes de enerxía eléctrica que se van a producir en Galicia como consecuencia do incremento do parque de xeración eléctrica, polo que será necesario o desenvolvemento de novas infraestruturas de transporte.

- 109 -

NATURAL son algo maiores, do 1,5% e do 1,1,%, respectivamente, seguen a ser marxinais.

De acordo co INEGA, a distribución de enerxía eléctrica en

Galicia no ano 2004 foi realizada dun xeito dominante por UNIÓN FENOSA que, sen contar coxeración, distribuíu 15.892.623 MWh, o que supuxo o 90,8% do total. Soamente BEGASA, co 4,5%15, tivo unha cota superior ao 3% do total.

A rede de distribución de enerxía eléctrica de Galicia ten

unha serie de condicionantes singulares derivadas da dispersión da poboación, a orografía accidentada, as adversas condicións climatolóxicas, así como do baixo consumo eléctrico nas zonas rurais. Estas características fan que o custo de execución da rede sexa elevado e xustifique o apoio da Administración aos investimentos en infraestruturas nas zonas rurais. Nesta liña

15 Esta empresa só distribue electricidade na provincia de Lugo, sendo a súa porcentaxe nela do 14,4%.

- 110 -

sitúanse o Plan de calidade (2000-2005) e o Plan de dinamización (2004-2006), este último cun investimento en obras de 15,3 millóns de euros.

Ademais do esforzo xa feito, a rede de distribución require

dunha serie de melloras para que poida satisfacer as necesidades futuras. A tal fin, as empresas distribuidoras deberán levar a cabo actuacións a curto prazo (2005-2007) e a medio prazo (2008-2010). Dende unha perspectiva de servizo á cidadanía é importante desenvolver os proxectos e manter os investimentos16.

7.3.5. Mercado de subministro a consumidores finais (mercado

polo miúdo).

O subministro a clientes finais constitúe o mercado polo

miúdo do sector eléctrico. Supón a venda de enerxía aos consumidores finais ou a outros distribuidores, sexa a tarifa (subministro a tarifa), sexa a prezo libre (comercialización).

En Galicia, o mercado a tarifa supón o 75,3% do total do

mercado polo miúdo de electricidade; o 24,7% restante corresponde polo tanto ao mercado de prezo libre.

No mercado a tarifa UNIÓN FENOSA acada unha cota do 92,0%, mentres que soamente BEGASA a ten superior ao 3%, en concreto o 5,4%. No mercado a prezo libre, a cota de UNIÓN FENOSA diminúe ao 51,1%, tendo unha presenza máis significativa IBERDROLA (16,3%), HIDROCANTÁBRICO ENERGÍA S.A.U. (14,9%) e ENDESA (12,8%). O resto de vendedores no mercado libre galego non acadan o 3% de cota de mercado.

16 Para o primeiro período o investimento ascende a uns 226 millóns de euros, repartidos do seguinte xeito: A Coruña, 100 millóns; Lugo, 15 millóns; Ourense, 37 millóns; e Pontevedra, 74 millóns. No período 2008-2010 o investimento en infraestruturas de distribución ascende a uns 142 millóns de euros, repartidos do seguinte xeito: A Coruña, 55 millóns; Lugo, 24 millóns; Ourense, 7 millóns; e Pontevedra, 56 millóns.

- 111 -

Nos datos do INEGA o mercado de subministro polo miúdo distribúese entre “alta tensión” (46,6%), “baixa tensión” (31,5%) e “sen clasificar” (21,7%). No mercado de “alta tensión” UNIÓN FENOSA acada unha cota do 87,1%, sendo superiores ao 3% soamente as cotas de IBERDROLA (6,3%) e BEGASA (6,2%). No caso do mercado de “baixa tensión” o dominio de UNIÓN FENOSA é aínda maior, xa que conta cunha cota do 90,6%. Neste mercado só teñen cotas superiores ao 3%, BEGASA (3,7%) e APYDE (5,6%).

Os datos do INEGA indican que no ano 2004, no mercado polo miúdo galego no seu conxunto, UNIÓN FENOSA acadou unha cota do 77,6%, mentres que a de ENDESA foi do 2,3% e a de IBERDROLA, do 2,9%.

Segundo a Secretaría Xeneral de la Enerxía, a enerxía eléctrica

subministrada aos consumidores españois no ano 2005 estímase en 235,9 TWh. Desta cifra, o 64,1% foi negociado por distribuidores -adquirido a tarifa polos consumidores- e o restante 35,9% foi negociado por comercializadores. No ano 2004, segundo ás notificacións ao SDC, a cota do segmento regulamentado foi do 65,1%, mentres que o segmento libre acadou o restante 34,9%.

En 2005 existían, segundo datos do Ministerio de Industria,

Turismo e Comercio (MITyC), 259 empresas comercializadoras activas no mercado español. Agora ben, este elevado número non debe ocultar o feito de que os primeiros cinco grupos comercializadores representan máis do 95% da enerxía contratada para comercialización. Aínda máis, a crecente atomización do mercado non impide a existencia dun elevado grao de concentración en torno a ENDESA e IBERDROLA, que posúen cotas relativamente similares en xeración e subministro.

As porcentaxes de distribución do subministro calculados

para España poden servir de referente para Galicia. Quizais a porcentaxe de subministro a prezo libre poida ser algo maior dada a intensidade de consumo eléctrico da industria galega.

- 112 -

En canto ao número de consumidores, segundo a CNE e con

data do 31 de marzo de 2004, 352.000 consumidores españois mercaban a electricidade a prezo libre. O reparto deste número era como segue: (i) arredor de 33.000 de Alta Tensión (1.500 máis que a finais do 2003), e (ii) 320.000 de Baixa Tensión. Estes, a súa vez, distribúense do seguinte xeito: 54.000 PEMES (15.000 máis que a 31 de decembro de 2003) e 265.000 domésticos (fronte aos 83.000 de finais de decembro de 2003).

7.4. Sector do gas.

O gas natural é unha enerxía eficiente. A súa facilidade de

uso, xunto ao feito de non presentar problemas de transporte nin de almacenamento, convérteno nunha solución substitutiva dos derivados do petróleo, atractiva para a cobertura da demanda final doméstica e industrial.

Por outra banda, en tanto que combustible para a xeración

de electricidade, as centrais de ciclo combinado teñen vantaxes en termos de tamaño de planta óptima, flexibilidade (parada e posta en funcionamento con rapidez e vantaxe de custos respecto ao resto das tecnoloxías de vapor), eficiencia (perdas relativamente reducidas no proceso de xeración de enerxía) e impacto medioambiental (menores emisións contaminantes que o carbón).

7.4.1 Consumo de gas natural.

En Galicia, o consumo de gas natural no ano 2003 ascendeu

a 5.087 GWh17 (0,437 bcm ou 4.370 Mte), sendo o incremento con respecto ao 2002 dun 36%.

17 O bcm (billion cubil meters o mil millóns de metros cúbicos) de gas natural equivale a 10.000 Mte (millóns de termias), a 0,73 millóns de toneladas de GNL, a 0,9 Mtep (millóns de toneladas equivalentes de petróleo) e a 11.626,4 GWh.

- 113 -

O consumo de gas en Galicia en relación a España é cativo (o 1,60% do total español). Esta baixa participación relativa no total español é consecuencia da non existencia de centrais eléctricas de ciclo combinado de gas en Galicia, xa que unha parte importante da demanda de gas é para este uso.

Do consumo total galego do ano 2003, o 82% correspondeu a

consumo industrial e de coxeración, e o 18% restante ao sector doméstico e comercial.

Asumido que nos próximos anos entren en funcionamento

dúas centrais de ciclo combinado, unha de 770 MW en As Pontes (o primeiro ciclo no 2007 e o segundo a finais do 2008) e outra de 400 MW en Sabón (no 2007), e tendo en conta o incremento nos sectores industrial e doméstico-comercial, a evolución prevista pola Consellaría de Innovación e Industria para a demanda de gas natural no período 2005-2010 é a que se amosa na seguinte gráfica:

Fonte: INEGA

Así pois, para o ano 2005 estímase un consumo de arredor

de 6.000 Mte, que medrarán ata os 17.000 Mte no 2007 ao entrar en funcionamento as centrais de ciclo combinado de gas, cun

- 114 -

consumo de arredor de 9.000 Mte. No 2010 o consumo total estimado acadará os 24.000 Mte.

Segundo o MITyC, a previsión da demanda total de gas

natural en Galicia no 2011 é de 2,2 bcm (22.000 Mte), cantidade que supón o 5,0% da demanda total de España. Polo tanto, o medre do consumo de gas en Galicia nos vindeiros anos tenderá a reducir a desviación existente deste consumo respecto doutros índices relativos da nosa Comunidade.

Malia o seu medre nos últimos anos, o sector do gas de

Galicia caracterízase polo seu reducido grao de madurez, xa que unha porcentaxe inferior ao 15% da poboación española ten acceso a esta enerxía. Esta porcentaxe fai que as expectativas de crecemento nos próximos años sexan tamén elevadas.

7.4.2 Mercado de aprovisionamento de gas.

Os aprovisionamentos de gas natural para o mercado español

no último ano móbil (outubro 2004 - setembro 2005), segundo a Secretaría Xeneral da Enerxía e CORES, ascenderon a 375.536 GWh (equivalentes a 32,3 bcm). Este gas provén fundamentalmente de: Arxelia (46,6%), Nixeria (15,9%), Qatar (14,4%), Noruega (6,6%) e Exipto (6,2%). Dada a natureza do mercado, non se pode falar de aprovisionamentos específicos para as comunidades autónomas.

Do volume total de aprovisionamentos de gas, o 31,6% foi de

gas natural (GN) e o 68,4% gas natural licuado (GNL). As previsións apuntan a que, nos próximos anos, aumentará o peso deste último sobre o total dos aprovisionamentos. Nesta liña, a CNE prevé que a porcentaxe de GNL sobre o total de aprovisionamentos sexa do 71% en 2006, do 75% en 2007 e do 72% en 2008.

Segundo a CNE, no mercado español actúan os seguintes

operadores: GAS NATURAL, que é o operador dominante; BP GAS MARKETING, que fornece fundamentalmente a BP GAS ESPAÑA;

- 115 -

Grupo ENI (SNAM e ENI), que aprovisiona a IBERDROLA, CEPSA e UNIÓN FENOSA; e CARBOEX, que fornece a ENDESA ENERGÍA. Ningún destes axentes teñen a súa sé en Galicia.

7.4.3. Mercado de infraestruturas de importación.

As infraestruturas de importación de gas existentes en

España en decembro de 2004, segundo a información do MITyC e a CNE, eran as seguintes: tres almacenamentos subterráneos, nove estacións de compresión, catro plantas regasificadoras e catro conexións internacionais. Neste sistema, Galicia só participa na conexión Portugal-Tui.

En Galicia, a chegada do gas a través de gasodutos foi

posible a mediados de 1998, grazas á construción dunha extensión do gasodutos Magreb-Europa que atravesa Portugal e enlaza en Tui coa rede galega de gasodutos. Na actualidade Galicia conta tamén cunha vía adicional de entrada de gas dende Asturias: o gasodutos Vilalba-Llanera.

Así pois, se ben na actualidade o GN ten entrada en Galicia

dende o exterior de España, vía Portugal, non sucede o mesmo co GNL, xa que non hai plantas de regasificación instaladas no seu territorio. Non obstante, esta situación está a mudar axiña, pois se prevé que no 2006, ou comezos do 2007, entre en funcionamento a planta regasificadora de REGANOSA. Esta terminal de recepción, almacenamento e regasificación de GNL será o único activo deste tipo localizado en Galicia.

A planta de REGANOSA terá 2 depósitos crioxénicos de 150

000 m3 de GNL, cunha capacidade de vaporización de 412 500 Mm3/h. Asemade require de dous gasodutos para fornecer aos ciclos combinados das Pontes e Sabón-Meirama: o gasodutos Norte (Mugardos–As Pontes–Guitiriz), de 50,3 km e unha capacidade de transporte de 500.000 Nm3/h; e o gasodutos Sur (Mugardos–

- 116 -

Betanzos–Abegondo–Sabón), de 70,8 km e unha capacidade de transporte de, así mesmo, 500.000 Nm3/h.

A planta REGANOSA aportará ao sistema galego seguridade

de subministración e capacidade de almacenamento. O reparto accionarial en REGANOSA é o que se amosa no gráfico seguinte:

Fonte: Comunicación do director xeral de Industria, Enerxía e Minas na Cátedra “Jean Monet”

A planta de REGANOSA, xunto coa localizada en Sagunto, que

tamén se estima que entre en funcionamento no 2006, engadirán capacidade ás catro existentes na actualidade: 3 (Barcelona, Cartaxena e Huelva) pertencentes a ENAGAS e 1 (Bilbao) da que é titular BAHÍA VIZKAIA GAS, S.L. Na actualidade, a cota de ENAGAS é do 85,17%, mentres que a empresa vasca ten o 14,83% restante.

7.4.4. Mercado da rede de transporte primario.

A rede de transporte de gas en Galicia está formada polo

gasodutos troncal en alta presión a 80 bares que transcorre dende Ribadeo ata Tui (275 km), do que parten os ramais ás principais cidades: Ourense, Ferrol, A Coruña, Curtis (todos eles a 80 bares), Vigo, Santiago, Lugo, Pontevedra (a 16 bares). A partir destes ramais desenvólvese toda a rede de gas galega. ENAGAS é a empresa propietaria do gasodutos Ribadeo–Tui e dos ramais de 80

REGANOSA

21%

21%

18%10%

10%

10%5% 5%

Endesa

Unión Fenosa

Tojeiro

Xunta de Galicia

Caixa Galicia

Sonatrach

Banco Pastor

Caixanova

- 117 -

bares. ENAGAS, S.A. é a principal empresa transportista en España.

En decembro de 2004, segundo a información do MITyC e a CNE, era titular de 8.397 km de gasodutos de transporte de gas (89,8% do total). Actúa tamén como Xestor Técnico do Sistema, garantindo a continuidade e seguridade do subministro de gas natural e a correcta coordinación entre os puntos de acceso, os almacenamentos, o transporte e a distribución. Participa nos gasodutos Al Andalus S.A. e Estremadura S.A., xunto con TRANSGAS, a empresa transportista de Portugal.

En 2004, outros propietarios da rede peninsular de

transporte eran, segundo a CNE, os seguintes: GAS NATURAL (7,1%); GAS DE EUSKADI TRANSPORTE, S.A. (Naturcorp Multiservicios) (2,1%); ENDESA GAS TRANSPORTISTA, S.L (1,3%); TRANSPORTISTA REGIONAL DEL GAS, S.L (0,5%); e INFRAESTRUCTURAS GASISTAS DE NAVARRA, S.L. (0,1%).

No seguinte gráfico recóllese a rede básica de gasodutos e de

transporte secundario española.

- 118 -

Fonte: CNE

- 119 -

7.4.5. Mercado de distribución de gas natural.

A rede de distribución está integrada polos gasodutos de

presión máxima igual ou inferior a 16 bares, así como polas estacións de regulación e os sistemas de odorización.

A rede de distribución existente en Galicia permite distribuír

o gas natural en 43 concellos galegos, dos cales 19 están na provincia de Pontevedra, 17 na da Coruña, 4 na de Ourense e 3 na de Lugo, cun total de máis de 143.000 clientes. Esta rede amósase no seguinte gráfico.

Fonte: INEGA

- 120 -

Segundo a información da Consellaría de Innovación e Industria, dende o inicio da actividade gasista en Galicia ata finais de 2004, as empresas que operan neste territorio investiron máis de 175 millóns de euros no desenvolvemento das redes de distribución, que acadan 1.652 km.

No mercado de distribución de gas natural de Galicia,

segundo datos proporcionados polo INEGA, están operativas 4 empresas cunha cota de mercado superior ao 1%18: GAS GALICIA, SDG S.A.; GAS NATURAL DISTRIBUCIÓN SDG, S.A.; GAS NATURAL LA CORUÑA, S.A.; e GAS DIRECTO S.A. As tres primeiras están integradas no grupo GAS NATURAL, mentres que a cuarta está no grupo UNIÓN FENOSA. Segundo a CNE, a cota conxunta das empresas do grupo GAS NATURAL é o 97,54%, mentres que a de GAS DIRECTO19 é o 2,46%.

Pola súa parte, de acordo de novo 9co INEGA, do total de gas natural distribuído en Galicia (6.924.682 MWh), a meirande parte o é por gasoducto (6.185.192 MWh) facéndoo soamente empresas do grupo GAS NATURAL (89,3%). A SOGAMA, que ten tubo propio e conecta con ENAGAS, destínase o 7,3% do gas natural. Os 233.860 MWh restantes (3,4%) corresponden á distribución de gas natural licuado, modalidade coa que GAS DIRECTO S.A. acada o 2,2% do total.

GAS NATURAL SDG dispón de 7 ramais en APA (4 bar<P<16

bar) para subministrar aos clientes industriais e ás redes domésticas de GAS GALICIA. GAS GALICIA e GAS NATURAL A CORUÑA son propietarias de ramais a menos de 4 bar, para subministrar ao mercado doméstico e comercial.

O investimento total en redes de distribución previsto para o

18 Con cotas menores a este limiar están presentes no mercado de distribución galego: GAS NATURAL COMERCIALIZADORA (0,8%); BP GAS ESPAÑA S.A. (0,3%) e REGASA (0,1%). 19 Esta empresa subministra gas natural a Bergantiños, a 16 bar.

- 121 -

período 2006-2010 acada unha cifra de 117, 5 millóns de euros. Desta cantidade, o 50,69% ten como destino a provincia de Pontevedra, basicamente nos ramais Valga-Lalín e Sanxenxo-O Grove; o 30,68% a provincia da Coruña, basicamente no eixe Barbanza e as súas redes; o 17,31% a provincia de Lugo, destinada ao ramal da Mariña Lucense; e 1,29% a provincia de Ourense.

En canto á presenza xeográfica dos operadores no territorio

español, como se observa no seguinte gráfico, GAS NATURAL SDG é propietaria de redes de distribución en todas as Comunidades Autónomas da península, sexa directamente, sexa a través das súas numerosas participadas.

- 122 -

7.4.6. Subministro a clientes finais.

Segundo a Consellaría de Innovación e Industria, para o ano 2005 estímase un consumo de gas natural de algo máis de 5.000 Mte (0,5 bcm), que medrarán ata os 17.000 Mte (1,7 bcm) no 2007 ao entrar en funcionamento as centrais de ciclo combinado de gas, cun consumo de arredor de 9.000 Mte.

O volume de consumo galego é relativamente pequeno, xa

que de acordo cos datos do MITyC, supón o 1,6% do mercado de subministro de gas español. No ano 2003, o 82% do consumo total de gas en Galicia correspondeu a consumo industrial e de coxeración, e o 18% restante ao sector doméstico e comercial.

A evolución do número de consumidores de gas natural en

Galicia é o que se amosa no cadro seguinte.

Ano Número de clientes Taxa de crecemento (%) 2002 97.892 2003 119.214 21,7 2004 141.689 18,8 2005 161.002 13,6

Fonte: INEGA

As cifras indican que o número de clientes de gas natural en

Galicia medra a taxas importantes, se ben dun xeito decrecente.

Por outra banda, dado que no ano 2004 o número de consumidores de gas natural en España foi de 5.661.057, a porcentaxe galega no total español é soamente do 2,5%. Se se compara esta porcentaxe coa correspondente ao consumo de gas natural (1,6%), dedúcese un consumo galego medio menor, o que resulta coherente co feito de que non existan centrais de ciclo combinado na nosa Comunidade, que son grandes consumidoras de gas natural.

- 123 -

De novo segundo datos do INEGA, no mercado galego de subministro de gas natural polo miúdo están activas 11 empresas, se ben soamente 4 teñen cotas de mercado por enriba do 3%. Estas son: GAS NATURAL COMERCIALIZADORA (44,0%); GAS NATURAL SERVICIOS (16,2%); UNIÓN FENOSA GAS COMERCIALIZADORA (19,0%) e ENDESA ENERGÍA (4,1%). As dúas primeiras pertencen ao grupo GAS NATURAL e xuntas acadan unha cota de mercado do 60,2%.

Ademais, en Galicia, todas as empresas que venden gas natural por gasoducto son fornecidas por empresas de distribución do grupo GAS NATURAL.

Finalmente, dos datos dispoñibles resulta que na comercialización de gas por gasoducto, agás GAS NATURAL SERVICIOS, o resto de empresas oriéntase ao mercado de clientes industriais.

Pola súa banda, no mercado español de subministro de gas

natural polo miúdo en 2005, e segundo datos do MITyC, estaban activos trece grupos comercializadores (que integraban 16 empresas) e cinco grupos distribuidores (que integraban 27 empresas).

Engadindo o subministro a tarifa e a prezo libre do Grupo

GAS NATURAL, a súa cota acada o 54,42% do mercado polo miúdo total. Séguenlle o Grupo IBERDROLA (13,31%), o Grupo UNIÓN FENOSA (8,03%), o BP Gas España (5,92%), o Grupo ENDESA (5,69%) e outros con cotas inferiores ao 5%20.

O mercado de subministro a grandes clientes (incluíndo

consumidores industriais e consumidores de gas para xeración

20 Segundo os datos da CNE, as porcentaxes do mercado polo miúdo total no ano 2004 varían lixeiramente: Grupo GAS NATURAL (59,7%); Grupo IBERDROLA (10,8%), BP Gas España (9,0%), Grupo UNIÓN FENOSA (6,2%); Grupo ENDESA (5,0%); Grupo NATURCORP (5,0%); e outros con cotas inferiores ao 5%

- 124 -

eléctrica) supuxo entre o [80-90]% do consumo de gas en 2004, mentres que o mercado doméstico-comercial acadou o [10-20]% restante.

A nivel español, en 2004, GAS NATURAL foi o principal

subministrador ao mercado de grandes clientes (52,0%), seguido a considerable distancia polos seus rivais, dos que unicamente IBERDROLA (14,0%) ten unha cota superior ao 10%.

Segundo a CNE, actualmente existen 5 empresas

subministradoras de gas a centrais de ciclo combinado para xeración eléctrica. En 2004, GAS NATURAL subministrou gas, ademais das plantas propias, a ENDESA e HIDROCANTÁBRICO. A súa cota no mercado das centrais de ciclo combinado foi do 48,2%.

Cabe sinalar que o mercado de subministro para xeración

eléctrica é moi dinámico, con cambios rápidos nas cotas de mercado. Así, a cota de UNIÓN FENOSA neste mercado, que no 2004 foi do 9,8%, incrementouse ata o 21,1% no primeiro semestre de 2005. A cota de GAS NATURAL diminuíu no mesmo período do 48,2% ata o 41,1%.

Finalmente, no mercado de subministro de gas aos

consumidores domésticos-comerciais, GAS NATURAL é tamén o principal subministrador, cunha cota preto ao 90%, seguido a considerable distancia polos seus competidores. Entre estes ningún ten unha cota superior ao 4%: ENDESA (3,5%) e UNIÓN FENOSA (1,6%).

- 125 -

8. IDENTIFICACIÓN DOS EFECTOS SOBRE A

COMPETENCIA EN GALICIA.

- 126 -

- 127 -

Resulta evidente que as OPAs se levan a cabo porque os directivos das empresas opantes consideran que os beneficios da operación superan os custos da mesma.

Na literatura sobre concentracións empresariais existen

diversas teorías sobre a fonte dos potenciais beneficios21. Así na: (i) teoría da eficiencia, os beneficios derivan das eficiencias operativas ou das sinerxías financeiras derivada da combinación; (ii) teoría dos recursos, da maior vantaxe competitiva a longo prazo da empresa resultante derivada da adquisición de recursos e capacidades estratéxicas; (iii) teoría do monopolio, do maior poder de mercado da empresa resultante; (iv) teoría das ganancias fiscais, dos aforros fiscais; (v) teoría da arrogancia directiva, da crenza dos directivos da empresa compradora de que poden dirixir a empresa branco dun xeito máis eficiente ca súa dirección actual; e (vi) teoría do mercado de control corporativo, do potencial non realizado -en razón da incompetencia do equipo directivo- na empresa branco. Xunto a estas teorías, que buscan a maximización do valor da empresa para os accionistas, atópase a da construción de imperios empresariais, segundo a cal as concentracións non buscan a maximización da utilidade dos accionistas se non a dos propios directivos, mesmo a expensas dos intereses dos primeiros.

No informe do TDC recóllese que GAS NATURAL prevé acadar

unhas eficiencias de arredor de 430 millóns de euros anuais a partir de 2008. Esta estimación identifica catro áreas nas que se producirán as sinerxías: (i) funcións de apoio (86,4 millóns); comercialización (175,0 millóns); sistemas de información (92,8 millóns); e (iv) distribución (75,0 millóns).

En relación coas potenciais eficiencias, ou sinerxías,

derivadas do solapamento das redes de distribución avaliadas por GAS NATURAL, a empresa comprométese a trasladar tales eficiencias aos consumidores a través do incremento do 21 Castro, C.; Neira, E. (2002) “Enfoques explicativos de las fusiones y adquisiciones” ICADE, 56, 151-176.

- 128 -

investimento nas redes na cantidade aforrada22. Agora ben, o traslado soamente poderá producirse vía a mellora na calidade da prestación do servizo, xa que ao ser a xestión da rede de distribución unha actividade regulada, a redución das tarifas non depende da empresa.

Malia o anterior, o TDC entende que as eficiencias estimadas

por GAS NATURAL: (i) non son substanciais; (ii) non se producirán axiña; (iii) afectan sobre todo a custos fixos da nova entidade; e (iv) non se relacionan con incentivos e capacidades para desenvolver un comportamento procompetitivo23. Estes trazos fan que o organismo citado considere que as sinerxías da OPA non compensan as importantes consecuencias anticompetitivas da operación, relacionadas cun posible incremento dos prezos aos consumidores, unha redución das alternativas de elección dos mesmos e unha elevación de barreiras á entrada nos mercados.

Sobre esta mesma materia, a CNE indica que non existen

estimacións oficiais sobre aforros de custos derivados da confluencia das redes, polo que coa información dispoñible non se pode “cuantificar neste intre a magnitude dos aspectos positivos e negativos dos efectos conglomerado identificados”.

Na comparecencia da presidenta da CNE ante a Comisión de

Industria, Turismo e Comercio do Congreso dos Deputados, esta

22 Dado que o compromiso relativo ao incremento en 75 millóns de euros da inversión nas redes de distribución ten como base o traslado aos consumidores das eficiencias xeradas pola xestión conxunta das redes de gas e electricidade, no caso de Galicia onde tal xestión conxunta non podería darse, existen dúbidas sobre se unha parte de tales investimentos tería como destino a nosa comunidade. 23 Así, aínda que a tendencia das empresas que operan nos sectores do gas e a electricidade a realizar ofertas duais aos seus clientes, especialmente aos do segmento doméstico, pode aportar vantaxes para estes, dende a perspectiva do TDC, non se pode admitir que estas vantaxes sexan obtidas vía o fortalecemento da posición de dominio dun dos operadores e mesmo da redución do número dos operadores que poderían ofertalas con éxito.

- 129 -

indicou que o tema das sinerxías ocupou tempo no debate do consello da CNE. Sinalou que, finalmente, se eliminou a hipótese de que a integración das actividades de distribución de gas e electricidade nunha soa empresa podería proporcionar aforros de custos debido ao desenvolvemento e xestión conxuntas destas actividades. Esta decisión baseouse na inexistencia dunha doutrina única ao respecto e a limitada evidencia empírica dispoñible. Na actualidade non existen estudos que permitan unha estimación obxectiva destas sinerxías no ámbito español.

8.1. Efectos da operación en Galicia.

A operación de concentración GAS NATURAL–ENDESA ten

potencialmente efectos: (i) sobre a competencia e (ii) industriais e laborais. Mentres que os efectos sobre a competencia tenden a ser xerais, e afectan aos mercados no nivel en que están definidos; os segundos tenden a ser locais, afectando directamente as zonas onde se localizan os establecementos industriais.

Os efectos industriais e laborais en Galicia da concentración

citada foron identificados dende o inicio da operación pola Consellaría de Innovación e Industria e polo Parlamento de Galicia. Dado que pola súa natureza están situados fora do ámbito competencial do TGDC, son comentados ao final deste capítulo, pero non son analizados.

Para que unha operación de concentración provoque efectos

anticompetitivos nun determinado mercado teñen que darse dúas condicións. Primeira, as empresas participantes na mesma deben estar activas no mercado afectado e, segunda, o mercado debe esta liberalizado. 8.1.1. Mercados liberalizados.

Por definición, para que se podan producir efectos

horizontais sobre a competencia os mercados teñen que estar

- 130 -

liberalizados. Por tanto, este tipo de efectos de natureza competitiva soamente poderían darse no mercado: (i) de xeración de electricidade, (ii) de restricións técnicas, (iii) de subministro de electricidade, diferenciando neste entre grandes consumidores e pequenos consumidores; (iv) de aprovisionamento de gas; e (v) de subministro de gas, diferenciando neste entre grandes consumidores, centrais de xeración eléctrica, e consumidores domésticos e PEMES. Cabe sinalar que destes mercados soamente ten dimensión territorial local –delimitada ao territorio galego- o mercado eléctrico de restricións técnicas24.

Estes efectos, por outra banda, produciranse no ámbito

territorial determinado pola dimensión xeográfica do mercado respectivo. Consecuentemente, dado que a meirande parte dos mercados anteriores ten unha dimensión peninsular española, os efectos sobre a competencia se producirán neste nivel xeral e afectarán a todos os territorios peninsulares. Por exemplo, no suposto de que a operación producira un aumento do grao de concentración da oferta no mercado polo xunto de xeración de electricidade peninsular e suposto que isto levara a un incremento do poder de mercado das empresas neste mercado, a operación podería ter como efecto un incremento no prezo da electricidade na España peninsular e, por tanto, en Galicia, aínda que na nosa comunidade non se producira un aumento no grao de concentración da oferta localizada na mesma.

En consecuencia, os efectos sobre a competencia en Galicia

non se poden illar, en moitos casos, dos efectos xerais, a nivel peninsular. Soamente se podería facelo cando o mercado ten unha dimensión local, como sucede co mercado de restricións técnicas. Non obstante, se houbera datos axeitados, poderíanse calcular medidas de grao de concentración dos mercados galegos cun obxectivo puramente descritivo. Este carácter debería ser subliñado

24 O mercado de xestión das redes de distribución de electricidade e de distribución de gas, que tamén teñen dimensión local, están regulados.

- 131 -

para evitar conclusións erradas sobre, por exemplo, o poder de mercado.

8.1.2. Actividades das partes en Galicia.

Para que unha operación de concentración provoque efectos

anticompetitivos nun determinado mercado, as empresas participantes na mesma deben estar activas no mercado afectado.

GAS NATURAL e ENDESA están activas, no territorio

peninsular español, nos mercados de electricidade e de gas liberalizados. En Galicia, en xeral, a súa presenza non é tan relevante:

- no mercado de xeración de electricidade, ENDESA dispón

de centrais cunha importante potencia instalada, mentres que GAS NATURAL non ten centrais de xeración localizadas no territorio galego,

- nos mercados de subministración polo miúdo de electricidade, a cota de mercado de ENDESA é pequena, mentres que GAS NATURAL non ten presenza no mesmo,

- no mercado de aprovisionamento de gas, ningunha das dúas empresas ten localizados establecementos que desenvolvan esta actividade,

- nos mercados de subministro polo miúdo de gas, GAS NATURAL ten unha posición dominante en Galicia, mentres que ENDESA se sitúa nun terceiro lugar afastado.

Por outra banda, no mercado de infraestruturas de

importación do gas, que é un mercado regulado, ENDESA participa cun 21% no accionariado de REGANOSA.

Os efectos dunha concentración sobre a competencia poden

ser de tres tipos: (i) horizontais, (ii) verticais, e (iii) conglomerais25. 25 Pode ser de interese recoller a resposta de UNION FENOSA ao cuestionario sobre a operación, remitido o día 28 de setembro de 2005 pola CNE, dada a súa presenza

- 132 -

Estes efectos, a nivel español, foron analizados polos organismos que preceptivamente teñen encomendada esta tarefa, isto é, o TDC e a CNE.

A continuación examínanse os efectos da operación sobre a

competencia en Galicia, diferenciando entre os diversos tipos de efectos. Posteriormente recóllense os efectos industrias e laborais da concentración.

8.2. Efectos horizontais sobre a competencia en Galicia.

Os efectos horizontais teñen que ver co solapamento das

actividades das empresas participantes na operación en cada un dos mercados identificados como relevantes.

Unha operación de concentración terá efectos horizontais

anticompetitivos nun mercado cando, como consecuencia dela, se produza: (i) unha diminución actual significativa do número de oferentes, xa que se reducen as alternativas de elección dos consumidores e se facilita a colusión; (ii) un incremento do poder de mercado dos operadores actuais, xa que incentiva o aumento dos prezos; e (iii) unha elevación das barreiras á entrada no mercado, xa que aumenta os obstáculos para que existan novas ofertas de novos entrantes e reduce os incentivos á innovación.

Antes de examinar os efectos horizontais da concentración

en cada un dos mercados identificados dun xeito individualizado, relevante no mercado eléctrico galego. Para UNIÓN FENOSA, “a operación de integración, xunto co acordo asinado con IBERDROLA, reforza a concentración vertical, horizontal e xeográfica nos mercados eléctricos e gasistas, con graves riscos para a competencia en ambos os dous mercados. Sostén que a integración vertical consolida e fortalece a posición do dominio do grupo resultante no aprovisionamento de gas, permitíndolle arbitrar entre os diferentes mercados gasistas, propios e dos seus competidores. Por outro lado, a concentración xeográfica veríase agravada pola intención de unificar propiedade e xestión dos activos de distribución de gas e electricidade en cada zona; os dous operadores dominantes concentrarían nas súas zonas de distribución redes de gas e electricidade, converténdose en operadores exclusivos e excluíntes en ditas aéreas xeográficas”.

- 133 -

cómpre facer, inicialmente, unhas breves consideracións xerais.

8.2.1. Consideracións xerais. Como se ten dito previamente, os efectos horizontais

anticompetitivos teñen que ver: (i) cunha diminución significativa do número de operadores; (ii) cun incremento do poder de mercado; e (iii) cunha elevación das barreiras á entrada no mercado.

8.2.1.1. Número de operadores.

De partida, toda concentración implica a diminución do

número de oferentes e, polo tanto, das alternativas de elección dos consumidores; asemade, a diminución do número de oferentes pode favorecer os comportamentos colusorios no mercado. Malia isto, a competencia efectiva pode non diminuír dun xeito significativo se existe un número de operadores suficiente.

A análise dos informes elaborados polo SDC, o TDC e mais a

CNE, permite concluír que a execución da operación levaría, a nivel español, á desaparición dun competidor, ENDESA ou GAS NATURAL, en aqueles mercados de gas ou electricidade nos que, respectivamente, iniciaran a súa entrada e nos que tiñan perspectivas de medre no futuro inmediato.

A eliminación dun competidor crible, eficiente, con

capacidade de crecemento e agresivo ten consecuencias anticompetitivas na medida que diminúe a presión a ofrecer melloras aos consumidores en prezos e servizos26.

26 A resposta da CONFEDERACIÓN INTERSINDICAL GALEGA ao cuestionario sobre a operación remitido pola CNE o día 28 de setembro de 2005, e que tivo entrada neste mesmo organismo o 13 de outubro de 2005, sinala a súa preocupación polo “futuro do emprego que leva consigo a operación presentada, e o incremento extraordinario na concentración empresarial do sector enerxético español. Sostén que a OPA de GAS NATURAL sobre ENDESA daría lugar a un incremento extraordinario da concentración empresarial no sector enerxético do estado español, atentando gravemente contra os

- 134 -

8.2.1.2. Poder de mercado e grao de concentración.

A análise dos efectos horizontais das concentracións subliña

a identificación do poder de mercado dos operadores, xa que este pode dar lugar a un incremento do prezo dos produtos.

Son moitas as definicións que poden atoparse na literatura

económica sobre o termo “poder de mercado”. De entre elas seleccionamos a seguinte: “capacidade dun axente do mercado, como consecuencia do seu control de recursos esenciais ou suficientes, de fixar o prezo por riba, ou reducir a súa produción por debaixo, do que resultaría nun mercado competitivo”.

Se ben “poder de mercado” é o termo teórico, a normativa adoita optar polo de “posición dominante”, que se define como a posición de poder económico dunha empresa que lle permite conducirse no mercado en boa medida con independencia dos seus competidores e consumidores27.

O indicador fundamental do exercicio de poder de mercado é o marxe “prezo menos custo marxinal”. Habitualmente, esta marxe mídese a través do Índice de Lerner ([prezo-custo marxinal]/prezo). Debido ás dificultades informativas para a obtención dos custos marxinais, que adoitan ser información privada das empresas, as autoridades de defensa da competencia acoden a indicadores.

O indicador principal de posición dominante é a posesión

dunha gran cota de mercado. Agora ben, para avaliala axeitadamente tamén se deben tomar en consideración outros intereses dos consumidores nos termos de prezos (ao subir os prezos) e capacidade de elección (ao eliminar, pola vía da OPA e do acordo de GAS NATURAL con IBERDROLA, a todos os competidores importantes)”. 27 Víase o Tribunal de Xustiza das Comunidades Europeas, en particular no asunto United Brands (27/76, de 14 de febreiro de 1978).

- 135 -

factores, como a debilidade relativa dos competidores, o acceso a recursos importantes, etc. Ademais, nos mercados eléctricos, por exemplo, cómpre ter presentes as tecnoloxías de xeración dos operadores.

Para determinar o poder de mercado tamén se recorre a índices de concentración. A utilización destes índices baséase no paradigma “estrutura-conduta-resultados”, que é o modelo clásico da economía industrial. Este paradigma implica asumir a existencia dunha relación de causalidade lineal entre as características estruturais dun sector -no noso caso, de cada un dos mercados enerxéticos identificados-, a conduta das empresas que participan nel e os resultados que acadan. Esta causalidade, sen embargo, ten limitacións na súa demostración empírica.

Entre os índices de concentración destaca o Índice

Herfindahl-Hirschmann28 (IHH), utilizado polas autoridades da competencia en moitos países.

Baseándose no paradigma anterior, previse que canto maior

sexa o IHH dun mercado, maior será o poder de mercado existente nel. Asemade cómpre indicar os criterios seguidos por autoridades de defensa da competencia referentes:

- EE.UU. Na práctica estadounidense considérase que poden

xerar problemas de competencia, e por elo merecen a atención das autoridades, as concentracións con IHH superiores a 1.800 e incrementos do IHH (∆ IHH) superiores a 100.

- UE. Na práctica comunitaria, a Comisión é improbable que atope problemas de competencia nas concentracións que

28 Debe subliñarse que o IHH é unha medida do grao de concentración dun sector, é non unha medida do poder de mercado existente no mesmo, se ben pode indicalo. Non obstante as limitacións da súa utilización mecanicista, a inexistencia de instrumentos alternativos factibles máis rigorosos ou solventes, fai que as autoridades de defensa da competencia o utilicen.

- 136 -

dean lugar a: (i) un IHH menor a 2.000 e un incremento do IHH inferior a 250, e (ii) un IHH superior a 2.000 e un incremento do IHH inferior a 150; salvo que existan circunstancias especiais.

O estudo dos informes elaborados polo SDC, o TDC e mais a

CNE, permite concluír que a execución da operación notificada levaría, a nivel peninsular español, á formación dun conglomerado no que se integraría GAS NATURAL, o principal grupo gasista español, e ENDESA, un dos principais operadores eléctricos. A entidade resultante tería forte presenza en todos os mercados enerxéticos:

- no sector eléctrico, tería aproximadamente unha cota do

[30-40]% en capacidade de xeración (potencia instalada nacional); do [40-50]% da electricidade contratada no mercado polo xunto; e do [40-50]% da subministración a consumidores finais,

- no sector do gas, sería o primeiro operador do mercado, cunha cota do [50-60]% no aprovisionamento; unha participación importante en infraestruturas de importación de gas; unha cota do [80-90]% en distribución; e unha cota do [60-70]% na subministración polo miúdo.

A análise do poder de mercado a nivel peninsular español é

relevante xa que o seu efecto sobre os prezos dáse a este nivel.

8.2.1.3. Barreiras á entrada. O solapamento das actividades das empresas que se unen

nun mesmo mercado pode facer que este sexa menos contestable, elevando as barreiras á entrada para os novos axentes.

As barreiras á entrada poden ser definidas como: limitacións socialmente indesexables á entrada nos mercados que son

- 137 -

atribuíbeis á protección das empresas establecidas no sector ou a actuacións gobernamentais. Mediante estas barreiras, as empresas establecidas poden acadar beneficios extraordinarios elevando o prezo por riba do nivel competitivo sen inducir a novas empresas a entrar no sector. As barreiras á entrada abarcan todos os custos, obrigas e requisitos que dificultan, e mesmo impiden, a entrada de novos operadores nos mercados.

Unha clasificación tradicional identifica catro fontes de barreiras á entrada, que perpetúan a imperfección do mercado: (i) economías de escala, que se refiren á diminución dos custos unitarios do produto cando aumenta o volume de produción; (ii) vantaxes absolutas de custos (iii) necesidades iniciais de capital; e (iv) diferenciación do produto, pola que as empresas establecidas teñen identificación de marca e lealdade dos clientes, que esixe aos novos entrantes a asignación de cartos para a creación de imaxe de marca. Xunto a estas cabe situar as derivadas das regulamentacións e das normas.

No caso da operación examinada pódese dicir que nos mercados relevantes existen importantes barreiras á entrada.

8.2.2. Mercado polo xunto de electricidade.

A identificación dos efectos da operación sobre o mercado

spot de xeración de electricidade resulta esencial dado que esta actividade supón preto do 70% dos custos do sector29.

8.2.2.1. Número de operadores.

Na actualidade, o mercado polo xunto de xeración de

electricidade español está altamente concentrado. Segundo o TDC, dúas empresas –ENDESA e IBERDROLA- son dominantes. Ambas posúen un mix tecnolóxico equilibrado entre centrais de xeración

29 Ver: Arocena, P.; Kühn, K.; Regibeau, P. (1999) “Regulatory Reform in the Spanish Electricity Industry: A Missed Opportunity for Competition” Energy Policy, 27 (7), 387-399.

- 138 -

de base e centrais economicamente retirables que, xunto á existencia de demanda residual positiva, lles outorga poder de mercado para fixar prezos.

A execución da operación ten como efecto a desaparición de

GAS NATURAL como competidor. GAS NATURAL tiña unha posición aberta neste mercado e perspectivas de crecemento no curto prazo mediante ciclos combinados.

En Galicia, dun xeito específico, non hai diminución do

número de operadores neste mercado, xa que GAS NATURAL non ten centrais de xeración localizadas no territorio galego.

8.2.2.2. Poder de mercado e grao de concentración.

O mercado polo xunto de xeración eléctrica ten unha

dimensión nacional peninsular. Isto quere dicir que, dende a perspectiva da competencia, os cambios no mesmo terán efectos sobre os prezos da electricidade que se consume no mercado español peninsular, non existindo efectos específicos neste eido en Galicia.

Dado o anterior, a análise relevante neste nivel é o que

considera a dimensión peninsular española; por isto a análise desenvólvese neste nivel.

Nos cadros que seguen se amosan as cotas de mercado das

empresas participantes antes da operación, así como os IHH, previos e posteriores á mesma.

- 139 -

TDC CNE

Potencia instalada (2004) Potencia dispoñible (2006) Réxime ordinario IHH Pre-operación: 3.141.4 Post-operación: 3.360,8 ∆ IHH: 219,4

Réxime ordinario sen importacións Cotas de mercado: ENDESA: 29,3% GAS NATURAL: 5,7% IHH: Pre-operación: 2.272 Post-operación:2.603 ∆ IHH: 331

Réxime ordinario + réxime especialCotas de mercado: ENDESA: 32,7% GAS NATURAL: 2,4% IHH Pre-operación: 2.259,1 Post-operación:2.414,3 ∆ IHH: 155,3

Réxime ordinario + réxime especial + enerxía importada Cotas de mercado: ENDESA: 25,3% GAS NATURAL: 4,8% IHH: Pre-operación: 1.763 Post-operación:2.008 ∆ IHH: 245

Dispoñible retirable (Carbón + ciclos combinados): Cotas de mercado: ENDESA: 26,4% GAS NATURAL: 10,2% IHH: Pre-operación: 1.610 Post-operación:2.147 ∆ IHH: 537

Dispoñible retirable (Carbón + ciclos combinados + fuel): Cotas de mercado: ENDESA: 26,7% GAS NATURAL: 8,5% IHH: Pre-operación: 1.745 Post-operación: 2.198 ∆ IHH: 453

- 140 -

Dispoñible retirable (Carbón + ciclos

combinados + fuel +hidráulicas modulables): Cotas de mercado: ENDESA: 32,1% GAS NATURAL: 7,1% IHH: Pre-operación: 1.992 Post-operación: 2.349 ∆ IHH: 357

Fonte: Elaboración propia a partir de TDC e CNE

TDC CNE Enerxía eléctrica (mercado diario, contratos bilaterais e mercado intradiario). 2004

Enerxía eléctrica producida (setembro 2004-outubro 2005)

Réxime ordinario Cotas de mercado: ENDESA: 39,8% GAS NATURAL: 3,7% IHH: Pre-operación: 2.629 Post-operación: 2.935 ∆ IHH: 306

Cotas de mercado: ENDESA: 39,6% GAS NATURAL: 2,3% IHH: Pre-operación: 2.439,9 Post-operación: 2.622,6 ∆ IHH: 182,7

Réxime ordinario + réxime especial + enerxía importada Cotas de mercado: ENDESA: 31,7% GAS NATURAL: 2,9% IHH: Pre-operación: 1.767 Post-operación: 1.951 ∆ IHH: 184

Fonte: Elaboración propia a partir de TDC e CNE

- 141 -

Para o TDC, a cota da nova empresa, tanto en potencia instalada como en enerxía xerada, incrementaríase en arredor de 2,5 puntos porcentuais. No relativo ao IHH post-operación, o valor atópase en todos os casos por riba de 2.000 e o incremento que se produce tamén está nas diferentes variables, por riba de 150. Entón, segundo a práctica dos reguladores internacionais, cabe entender que a operación podería xerar problemas de competencia efectiva no mercado polo xunto, xa que ten potencial para reforzar o poder de mercado das empresas agora dominantes.

Na análise da CNE tómanse os datos de capacidade

correspondentes á previsión de 2006, por ser os que mellor indican a situación na que se atopará o mercado. No caso da enerxía producida se consideran os datos correspondentes ao último ano móbil. Como acontecía coa análise do TDC, a da CNE tamén atopa en todos os casos –agás no da enerxía producida considerando tanto o réxime ordinario como o réxime especial e a enerxía importada- valores do IHH post-operación superiores a 2.000, mentres que o incremento que se produce neste índice tamén está nas diferentes variables por riba de 150. O incremento do IHH é especialmente elevado cando se considera a potencia dispoñible retirable, dun xeito especial cando soamente se considera o carbón e os ciclos combinados, tecnoloxías caracterizadas pola súa flexibilidade e capacidade para marcar prezo no pool

A posición actual de ENDESA verase reforzada na nova empresa pola adición das centrais de GAS NATURAL, representativas actualmente do 3,1% do parque de xeración nacional e, en particular, do 19,4% en ciclos combinados. A cota resultante en ciclos combinados alcanzaría trala operación o 33,8% fronte ao 33,9% de IBERDROLA.

Os valores obtidos nas análises anteriores, que non

consideran as desinversións acordadas por GAS NATURAL, reforzan a conclusión de que a operación pode xerar problemas de competencia efectiva no mercado polo xunto.

- 142 -

Tamén ten interese examinar cal podería ser a situación

considerando as desinversións previstas por GAS NATURAL e outros supostos. Isto é o que fixo a CNE, a cal estimou os resultados en tres escenarios posibles de desinversión de potencia: (i) 3.100 MW; (ii) 4.300 MW; e (iii) 7.100 MW. Considerando a potencia dispoñible en réxime ordinario en 2006:

- a venda a IBERDROLA aumentaría, nos tres escenarios

considerados, o IHH por riba do nivel resultante da concentración sen desinversións (que xa producía un aumento do grao de concentración respecto da situación previa á operación),

- a venda a UNIÓN FENOSA diminuiría, nos tres escenarios considerados, o IHH por riba do nivel resultante da concentración sen desinversións, pero aumentaría, nos tres escenarios, o IHH por riba do nivel previo á concentración,

- a venda a HIDROCANTÁBRICO diminuiría, nos tres escenarios considerados, o IHH por riba do nivel resultante da concentración sen desinversións e, ademais nos niveis de 4.300 MW e 7.100 MW, o IHH sería inferior ao nivel previo á concentración,

- a venda a un novo entrante diminuiría, nos tres escenarios considerados, o IHH por riba do nivel resultante da concentración sen desinversións e, ademais nos tres escenarios tamén sería inferior ao nivel previo á concentración.

No caso de considerar a potencia correspondente a 2006,

pero agregando á potencia ordinaria, a potencia en réxime especial e as importacións, os resultados son semellantes.

Pola súa banda, se se considera a potencia retirable

correspondente a carbón, ciclos combinados, fuel e hidráulica, as desinversións só xeran valores do IHH menores aos existentes

- 143 -

previamente á operación cando son asumidas por un novo entrante.

A conclusión é, por tanto, que a venda de activos a

IBERDROLA empeora a situación dende o punto de vista da competencia en todos os casos. A venda dos activos a outras empresas existentes mellora a situación respecto da execución da operación sen desinversións (ou con desinversións adquiridas por IBERDROLA), pero non respecto da situación inicial, agás no caso de desinversións elevadas adquiridas por incumbentes pequenos.

Así pois, o grao de concentración diminuiría respecto da

situación previa á concentración e, polo tanto, tamén o poder de mercado se as desinversións dos activos de ENDESA, nunha contía por riba dos 4.300 MW, son asumidas por algún incúmbente pequeno ou por un novo entrante. Estas opcións permitirían, en consecuencia, mellorar con respecto á situación preexistente.

Malia a súa popularidade, a utilización do IHH no mercado de

xeración de electricidade é criticado pola súa incapacidade para determinar en que grao a produción corresponde a centrais que producen en horas base, que nunca fixan o prezo, ou en horas de chan o de val –onde a competencia é maior.

Para superar esta limitación, o economista inglés Newbery desenvolveu o Índice do xerador “pivote” -Pivotal Supplier Index-, que permite avaliar o número de horas nas que, durante un determinado período de tempo, a produción dun xerador resulta imprescindible para satisfacer a demanda.

O Índice de pivotalidade indica si a demanda residual dun

determinado operador eléctrico, por exemplo nunha determinada hora, é positiva, é dicir, si o axente é pivote ou necesario para cubrir a demanda nesa hora. Se a diferenza entre a demanda total e a potencia relevante de todas as empresas menos a que se quere analizar é maior que cero, dise que a empresa en cuestión é

- 144 -

“pivote”, xa que a súa potencia é absolutamente necesaria para cubrir a demanda.

O Índice do xerador “pivote” foi empregado por primeira vez pola CNE nesta operación co obxectivo de acadar conclusións máis rigorosas no detalle da cuantificación do poder de mercado. O cálculo fíxose por horas e por días do ano considerando a situación pre- e post-operación.

TDC CNE

Porcentaxe no que os axentes implicados son “pivote”

Por potencia dispoñible 2006 De horas Pre. ENDESA: 1,7% Pre. TOTAL: 4,5% Post. ENDESA + GAS NATURAL: 8,1% Post. TOTAL: 8,8% De días Pre. ENDESA: 7,9% Pre. TOTAL: 25,5% Post. ENDESA + GAS NATURAL: 47,9% Post. TOTAL: 49,0%

Por potencia retirable 2006 De horas Pre. ENDESA: 0,1% Pre. TOTAL: 0,3% Post: ENDESA + GAS NATURAL: 0,7% Post. TOTAL: 0,7% De días Pre: ENDESA: 1,4% Pre. TOTAL: 2,5% Post: ENDESA + GAS NATURAL: 3,3% Post. TOTAL: 3,3%

Fonte: CNE

No caso da potencia dispoñible, os resultados da análise de

pivotalidade para 2006 indican que a operación ten como

- 145 -

consecuencia un incremento significativo no índice TOTAL, tanto en horas como en días, o que implica un maior potencial para o exercicio do poder de mercado. A concentración tamén reforza dun xeito moi importante a posición de “pivote” da nova entidade: o 8,1% contra o 1,7% previo de ENDESA.

En termos de potencia retirable, a situación de pivotalidade

limítase ao 0,7% das horas, contra o 0,1% de ENDESA na situación previa á concentración.

Segundo a CNE, dada unha marxe de cobertura da demanda próxima á que se prevé para o 2006 -unha marxe especialmente elevada que non sería razoable esperar para o medio/longo prazo-, previse unha baixa porcentaxe de horas/días nos cales polo menos un xerador sería indispensable para subministrar a demanda.

A operación proposta causaría un aumento significativo desta

porcentaxe, aínda cando esta sería xeralmente inferior á correspondente á situación sen concentración do ano 2005. Ademais o novo grupo pasaría a ser o principal operador “pivote”.

Tamén se pode examinar a situación dos indicadores de

pivotalidade baixo escenarios alternativos de desinversión.

- 146 -

CNE

Datos de potencia retirable. 2006 Situación actual, sen operación. ENDESA: 1,4% TOTAL: 2,5% Concentración executada sen desinversións. ENDESA + GAS NATURAL: 3,3% TOTAL: 3,3% Concentración executada con desinversións adquiridas por IBERDROLA. Desinversión de 4.300 MW ENDESA + GAS NATURAL: 0,0% TOTAL: 13,2% Desinversión de 7.100 MW ENDESA + GAS NATURAL: 0,0% TOTAL: 52,3% Concentración executada con desinversións adquiridas por UNIÓN FENOSA. Desinversión de 4.300 MW ENDESA + GAS NATURAL: 0,0% TOTAL: 2,5% Desinversión de 7.100 MW ENDESA + GAS NATURAL: 0,0% TOTAL: 3,0% Concentración executada con desinversións adquiridas por HIDROCANTÁBRICO. Desinversión de 4.300 MW ENDESA + GAS NATURAL: 0,0% TOTAL: 2,5% Desinversión de 7.100 MW ENDESA + GAS NATURAL: 0,0% TOTAL: 2,5% Concentración executada con desinversións adquiridas por un novo entrante. Desinversión de 4.300 MW ENDESA + GAS NATURAL: 0,0% TOTAL: 2,5% Desinversión de 7.100 MW ENDESA + TOTAL: 0,0% TOTAL: 2,5% Fonte: Elaboración propia a partir da CNE

O cadro anterior indica que utilizando os datos de potencia

retirable de 2006, a venda dos activos a desinvertir a IBERDROLA aumentaría de forma significativa o número de horas durante as

- 147 -

cales esta empresa tería a condición de “pivote”. En Galicia, a operación non incrementaría directamente a cota

da nova entidade respecto da posuída por ENDESA no mercado de xeración eléctrica, nin en potencia nin en enerxía producida, xa que GAS NATURAL non está presente na actualidade na nosa Dende neste mercado. Non obstante, as cotas dos diversos operadores e o índice de concentración actualmente existentes modificaríanse se a nova empresa resultante da operación desinvertira os activos correspondentes aos grupos de carbón das Pontes (1400 MW).

Por outra banda, a operación de concentración podería

desincentivar, ou mesmo frear, novos proxectos de investimento en centrais de ciclo combinado. Isto podería ser consecuencia de que: (i) GAS NATURAL xa obtén incrementos de capacidade coa operación, e (ii) os outros operadores poderían incrementar a súa capacidade acudindo ás desinversións derivadas da operación.

No caso de posta en funcionamento dos ciclos combinados

nas Pontes, o efecto nos índices de concentración dependerá de cal sexa o operador que desenvolva o proxecto.

8.2.2.3. Barreiras á entrada.

O feito de que os custos de xeración de electricidade tendan

a ser maiores para os novos entrantes fai que o grao de contestabilidade neste mercado sexa pequeno. Entre os factores que provocan esta situación atópanse, segundo o TDC, os seguintes: (i) escasa interconexión internacional do sistema eléctrico español, que limita a actuación de novos axentes vía trocos comerciais internacionais; (ii) existencia de activos estratéxicos (localización das centrais, acceso aos recursos hidroeléctricos, acceso a combustibles, etc.) en mans das empresas instaladas, que impiden a competencia de novos operadores en condicións competitivas; (iii) maiores custos e riscos da instalación e da diversificación do mix de xeración para os novos entrantes,

- 148 -

derivados do volume de recursos financeiros necesarios, dos longos períodos de maduración dos investimentos, da elevada variabilidade do prezo dos combustibles e de non dispor dun mix diversificado; (iv) carácter marxinalista do mercado; (v) custos de transición á competencia, que distorsionan a formación dos prezos do mercado e incrementan o risco percibido polos potenciais entrantes sobre a recuperación dos seus investimentos.

A operación examinada reforzaría os activos estratéxicos en

mans da nova empresa, así como a diversificación do seu mix de tecnoloxías. Estes aspectos poderían elevar as barreiras á entrada neste mercado, xa moi altas na actualidade.

8.2.3. Mercado de restricións técnicas.

No relativo ao mercado de restricións técnicas cabe sinalar

que existe unha elevada concentración xeográfica destas en seis provincias españolas, ningunha galega. Neste sentido cabe apuntar que nos últimos catro anos soamente no 2003 e na provincia da Coruña houbo que recorrer a este mecanismo, sendo a porcentaxe moi pequena (0,21%). Por mor disto, considérase a operación que non ten incidencia no mercado de restricións técnicas de Galicia.

8.2.4. Mercado de subministro polo miúdo de electricidade.

A dimensión xeográfica dos mercados de subministro polo

miúdo de electricidade é peninsular española, se ben en certos matices locais. Por esta razón, a análise debe desenvolverse no ámbito peninsular español.

En Galicia, ENDESA ten unha presenza escasa no mercado de

subministro de electricidade, xa que a súa cota é do 2,3%, mentres que GAS NATURAL non opera neste mercado da nosa Comunidade. Consecuentemente, dende unha perspectiva exclusivamente galega e dadas as cotas de ambas empresas, a operación ten escasos efectos horizontais específicos neste mercado.

- 149 -

8.2.4.1. Número de operadores.

No mercado peninsular de subministro de electricidade aos

clientes finais están presentes todos os grupos empresariais principais no sector. A operación ten como efecto reducir en un o número de operadores.

No caso de Galicia, dado o suposto anterior, o número de

operadores presentes seguiría sendo o mesmo.

8.2.4.2. Poder de mercado e grao de concentración .

No informe do TDC indícase que a execución da operación reforzaría lixeiramente a posición actual de ENDESA no mercado global de subministro aos clientes finais (37,6% de cota de mercado) pasando a ser a cota da nova entidade do 39,2%.

No mercado de grandes consumidores, con datos do 2003 –

xa que non existen datos desagregados máis actualizados que coincidan coa delimitación de mercados a efectos desta operación-, a operación ten como efecto un crecemento da cota da nova entidade respecto da previa de ENDESA de 3,0 puntos porcentuais, incrementándose o IHH (delta) en 130, ata alcanzar o nivel de 3.207.

Adicionalmente, o TDC sinala que comprobou que a cota de GAS NATURAL no subministro polo miúdo de electricidade incrementouse no 2004 ata o 5,7%. Baixo o suposto asumido polo TDC de que o incremento de cota sexa similar en ambos mercados (alta e baixa tensión) e baixo a hipótese de que a totalidade da ganancia de cota de GAS NATURAL é perdida polo subministrador con máis cota no 2003, resultaría un IHH posterior á concentración de 3.376 cun incremento (delta) de 453.

Posto que, segundo a práctica dos reguladores

- 150 -

internacionais, valores do IHH por riba de 2.000 e cun incremento superior a 150 poden xerar problemas de competencia efectiva no mercado, o TDC estima que a operación de concentración reforzará a posición de ENDESA e GAS NATURAL neste mercado, con risco para o mantemento da competencia efectiva no mesmo. Pola súa banda, no mercado de subministro a consumidores domésticos e PYMES (baixa tensión) no ano 2003 en España, ENDESA foi, co 40,2% do volume do mercado, o segundo subministrador. IBERDROLA, co 42,0% do mercado, tivo unha cota de mercado superior.

Neste mercado a operación de concentración non ten efectos na competencia xa que a cota da nova entidade soamente aumenta nun 0,1% respecto da previamente posuída por ENDESA.

Sen embargo, con datos xerais de 2004 e sobre a base de

supostos semellantes aos considerados no mercado de alta tensión (medre da cota de GAS NATURAL ata o 5,7%, crecemento similar nos mercados de alta e baixa tensión, e totalidade da ganancia de cota deducida da cota do principal subministrador no 2003), resultaría un IHH posterior á concentración de 3.552 cun incremento (delta) do 305.

De novo, posto que, segundo a práctica dos reguladores internacionais, valores do IHH por riba de 2.000 e cun incremento superior a 150 poden xerar problemas de competencia efectiva no mercado, o TDC estima que a operación de concentración reforzará a posición de ENDESA e GAS NATURAL neste mercado, con risco para o mantemento da competencia efectiva no mesmo.

- 151 -

TDC CNE

MERCADO TOTAL. 2003 Cota de mercado: ENDESA: 37,6% GAS NATURAL: 1,6%

MERCADO TOTAL. Xuño 2005 Cota de enerxía subministrada: ENDESA: 38,0% GAS NATURAL: 2,8% Cota de número de clientes: ENDESA: 38,6% GAS NATURAL: 1,7%

CONSUMIDORES ALTA TENSIÓN.2003 Cota de mercado: ENDESA: 35,2% GAS NATURAL: 3,0% IHH: Pre-operación: 3.076,3 Post-operación: 3.207,2 ∆ IHH: 130,9

CONSUMIDORES ALTA TENSIÓN (Tipos 1 e 2). Xuño 2005 Cota de enerxía só comercializada ENDESA: 38,0% GAS NATURAL: 7,0% Cota de clientes só en comercialización ENDESA: 40,0% GAS NATURAL: 7,0%

CONSUMIDORES BAIXA TENSIÓN.2003 Cota de mercado: ENDESA: 40,2% GAS NATURAL: 0,1% IHH: Pre-operación: 3.521,6 Post-operación: 3.551,6 ∆ IHH: 30,0

CONSUMIDORES BAIXA TENSIÓN (Tipos 3 e 4, e Tipo 5). Xuño 2005 Cota de enerxía só comercializada: Tipos 3 e 4 ENDESA: 26,0% GAS NATURAL: 5,0% Tipo 5 ENDESA: 45,0% GAS NATURAL: 23,0% Cota de clientes só en comercialización: Tipos 3 e 4 ENDESA: 27,0% GAS NATURAL: 8,0% Tipo 5 ENDESA: 41,0% GAS NATURAL: 20,0%

Fonte: Elaboración propia a partir do TDC e da CNE

Pola súa banda, a CNE considera o mercado de subministro a prezo libre diferente do mercado de subministro a tarifa. Por isto os seus datos atinxen soamente ao mercado da enerxía comercializada, é dicir, á negociada a prezo libre sen considerar a subministrada polos distribuidores.

- 152 -

Segundo a CNE, os datos amosan o medre de cota de GAS

NATURAL, que se sitúa como segundo vendedor con maior número de clientes nas redes de IBERDROLA, ENDESA e UNIÓN FENOSA.

No caso do mercado de grandes consumidores (Tipos 1 e 2),

a cota de GAS NATURAL só como vendedor é sensiblemente maior, xa que acada o 7% da enerxía comercializada, a mesma porcentaxe que en número de consumidores.

No caso de consumidores de baixa tensión, os datos da CNE

diferencian os consumidores Tipo 3 e 4 dos consumidores Tipo 5. Como se pode ver, as cotas de enerxía comercializadas por ENDESA e por GAS NATURAL son menores no caso dos consumidores Tipo 3 e 4 as acadadas nos consumidores Tipo 1 e 2; polo contrario, as cotas posuídas no segmento de consumidores Tipo 5 por ambas empresas son sensiblemente maiores as acadadas no grupo de consumidores Tipo 1 e 2, e aínda máis que as logradas no grupo de consumidores Tipo 3 e 4.

Do anterior cabe subliñar a cota de GAS NATURAL no

mercado de consumidores Tipo 5 (23,0), que supón unha notable especialización desta empresa neste segmento do mercado de baixa tensión.

Á vista dos valores identificados, a CNE entende que a operación, sen considerar desinversións, implicaría un aumento dos niveis de concentración no mercado de comercialización de electricidade. Este efecto é prexudicial xa que os niveis actuais xa se consideran elevados.

8.2.4.3. Barreiras á entrada.

O elevado grao de concentración da oferta e a elevada

porcentaxe de enerxía intercambiada entre axentes do mesmo grupo empresarial constitúen barreiras á entrada de novos

- 153 -

competidores.

8.2.5. Mercado de aprovisionamento de gas. O mercado de aprovisionamento de gas natural a España ten

dimensión, como mínimo, europea. Neste mercado GAS NATURAL é o operador dominante, con acceso case exclusivo aos gasodutos internacionais. Ademais, GAS NATURAL está presente no consello de administración de ENAGAS, o que lle permite participar na toma de decisións respecto a activos de importación e transporte fundamentais para o acceso dos seus competidores ao mercado.

No mercado de aprovisionamento de gas, nin GAS NATURAL

nin ENDESA teñen localizados en Galicia establecementos que desenvolvan esta actividade.

8.2.5.1. Número de operadores.

Para o TDC, a operación de concentración, máis aló do seu

efecto na cota de mercado, ten un efecto cualitativo moi importante, pois leva á desaparición dun competidor recentemente entrado, CARBOEX, empresa do Grupo ENDESA, presente no mercado de aprovisionamento, con contratos de importación de gas con provedores internacionais e con incentivos económicos á expansión.

8.2.5.2. Poder de mercado e grao de concentración.

A operación incrementaría nun 3,0% a cota de mercado da

nova empresa respecto da posuída por GAS NATURAL. Aínda que o incremento parece pouco significativo, reforza considerablemente o poder de mercado, xa que o IHH acada un valor de 5.036 (ou alternativamente, 3.590 se non se atribúe o aprovisionamento de GAS NATURAL a ENAGAS), cun incremento de 390 puntos (ou alternativamente, de 288 puntos).

- 154 -

TDC CNE

Se se atribúe o aprovisionamento de GAS NATURAL a ENAGAS. 2004 Cotas de mercado: GAS NATURAL: 65,0% CARBOEX (ENDESA):3,0% IHH: Pre-operación: 4.646 Post-operación: 5.036 ∆ IHH: 390

Primeira hipótese: Cotas tendo en conta os suxeitos capacitados legalmente para aprovisionar o sistema. 2004. Inclúe autoconsumo: GAS NATURAL: 44,4% ENDESA: 3,2% Exclúe autoconsumo: GAS NATURAL: 45,6% ENDESA: 3,6%

Se non se atribúe o aprovisionamento de GAS NATURAL a ENAGAS. 2004 Cotas de mercado: GAS NATURAL: 48,0% CARBOEX (ENDESA): 3,0% IHH: Pre-operación: 3.302 Post-operación: 3.590 ∆ IHH: 288

Segunda hipótese: Cotas por fonte de aprovisionamento. 2004 Inclúe autoconsumo: GAS NATURAL: 70,3% ENDESA: 3,2% Exclúe autoconsumo: GAS NATURAL:74,5% ENDESA: 3,6%

Fonte: Elaboración propia a partir do TDC e da CNE.

A CNE constata a importante participación do Grupo GAS

NATURAL, sobre todo cando se consideran as fontes de aprovisionamento, pero tamén como empresa fornecedora. A diferenza entres estas dúas cotas é consecuencia das vendas a ENAGAS e a outros axentes fora do sistema. 8.2.5.3. Barreiras á entrada.

Para participar dun xeito eficaz no mercado de aprovisionamento de gas, os operadores teñen que cumprir polo menos dúas condicións. En primeiro lugar, teñen que dispor dunha fonte fiable de subministración a medio e longo prazo. Non dispor de tales fornecedores constitúe unha barreira á entrada que fai inviable a actividade de calquera operador que non dispoña da mesma.

- 155 -

Malia o anterior, os principais grupos enerxéticos presentes en España puideron acceder nos últimos anos a distintos contratos da subministración. A expansión dos mercados internacionais de trading de gas previsiblemente resultará nun acceso mais doado a este recurso, o que diminuirá potencialmente a importancia desta barreira.

Segunda, para participar no mercado de aprovisionamento os

operadores teñen que contar cunha masa crítica en termos de contratos da subministración, xa que doutro xeito non poderían ofrecer o gas en condicións competitivas. Entón, a participación competitiva no mercado de aprovisionamento de gas require a subscrición dun volume significativo de contratos e, xeralmente, de considerable duración. Este volume de contratación supón outra barreira que obstaculiza a entrada de novos axentes.

Para o TDC, se ben existe un número crecente de operadores que se fornecen dun xeito independente e que destinan gas a España, GAS NATURAL dispón de vantaxes xa que: (i) controla o 100% do aprovisionamento do mercado regulado, como consecuencia de fornecer a ENAGAS todo o gas natural que esta necesita para o abastecemento dos consumidores a tarifa, e (ii) goza do exceso sobre as necesidades do mercado regulado nos contratos de que é titular SAGANE. É dicir, GAS NATURAL pode manter un volume de aprovisionamento moi superior ao de outros operadores activos.

Por outra banda, GAS NATURAL ten unha distribución

GN/GNL máis favorable que os seus competidores, como consecuencia de dispor de gas transportado por gasodutos. O resto de operadores teñen que abastecerse con GNL, que adoita ser máis caro é máis inflexible que o gas que entra polos gasodutos, xa que é dependente do tamaño e frecuencia dos buques (que obriga a un almacenamento en dentes de serra), e da dispoñibilidade de poucos días de almacenamento nas plantas de regasificación.

- 156 -

8.2.6. Mercado de subministro de gas a clientes finais.

A dimensión xeográfica do mercado polo miúdo de gas é peninsular española, polo que os efectos horizontais da operación deben examinarse fundamentalmente neste nivel.

Segundo o TDC, no ámbito do fornezo polo miúdo de gas

pódense diferenciar os mercados de: (i) grandes consumidores industriais; (ii) centrais de xeración eléctrica; e (iii) consumidores domésticos e PEMES. A demanda total de gas natural, en 2004, repartiuse entre estes tres mercados do seguinte modo: o 52,2% correspondeu a consumo industrial no mercado dos grandes clientes, o 31,4% a xeración eléctrica convencional, e o 16,4% restante ao sector doméstico e comercial.

En Galicia, O Grupo GAS NATURAL ten unha posición

dominante, mentres que ENDESA se sitúa na terceira posición (se non se considera SOGAMA) afastada. A cota conxunta das empresas do Grupo GAS NATURAL –GAS NATURAL COMERCIALIZADORA e GAS NATURAL SERVICIOS- sobre as vendas no mercado polo miúdo de gas natural é do 61,0%. No segundo lugar sitúase o Grupo UNIÓN FENOSA, cunha cota conxunta das súas empresas -UNIÓN FENOSA GAS COMERCIALIZADORA e GAS DIRECTO S.A.- do 21,2%. ENDESA ENERGÍA, co 4,1% de cota de mercado, ocupa a terceira posición.

No caso do mercado polo miúdo liberalizado galego, en 2004

o Grupo GAS NATURAL acadou unha cota do 54,5% que, xunto co 6,5% de ENDESA daría lugar a que a nova entidade acadara unha cota do 61,0%. Neste mesmo ano, o segundo grupo empresarial en volume de subministro neste mercado foi UNIÓN FENOSA, có 27,8%.

Adicionalmente, mentres que GAS NATURAL abarcou tanto o

segmento de mercado industrial como o segmento doméstico–comercial, UNIÓN FENOSA concentrouse no primeiro segmento e

- 157 -

ENDESA no segundo.

8.2.6.1. Número de operadores. A nivel peninsular español, a operación levaría a diminución

nun do número de operadores. En Galicia, o número de vendedores no mercado polo miúdo cunha cota total superior ao 3% (sen considerar SOGAMA) pasaría de 3 a 2.

Se se considera soamente o mercado galego de fogares e

PEMES, o efecto da operación sería a redución do número de vendedores a prezo libre con cota superior ao 3% de 2 a 1, é dicir, provocaría a monopolización deste mercado.

8.2.6.2. Poder de mercado e grao de concentración.

En Galicia, la execución da operación produciría a adición das cotas de GAS NATURAL (61,0% sobre ventas totais) e de ENDESA (4,1%), polo que a cota de mercado da nova entidade acadaría o 65,1%. Este efecto é moi semellante ao que se produciría a nivel peninsular español, xa que segundo o TDC, a concentración tamén reforzaría a posición de GAS NATURAL (54,4%), que medraría un 5,7%, alcanzando a nova entidade unha cota de mercado do 60,1%.

TDC CNE

MERCADO TOTAL. Outubro 2004-setembro 2005 Cotas de mercado: GAS NATURAL: 54,4% ENDESA: 5,7% IHH: Pre-operación: 3.311,8 Post-operación: 3.931,2 ∆ IHH: 619,4

MERCADO TOTAL. 2004 Cotas sobre vendas de enerxía: GAS NATURAL: 53,0% ENDESA: 4,6% Cotas sobre número de clientes: GAS NATURAL: 87,8% ENDESA: 5,4%

Fonte: Elaboración propia a partir do TDC e da CNE.

O valor post-operación do IHH é de 3.931, polo que o efecto

da concentración é un incremento de 619 puntos. Posto que o valor

- 158 -

absoluto atópase por riba de 2.000 e o incremento que se produce tamén está sensiblemente por riba de 150, entón, segundo a práctica dos reguladores internacionais, pode esperarse que a operación xere problemas de competencia efectiva neste mercado.

Pero como se ten dito anteriormente, o mercado de subministro a clientes finais está composto de tres submercados que cómpre analizar dun xeito independente -en Galicia de dous xa que non existen centrais de ciclo combinado-. Agora ben, para Galicia soamente dispoñemos de datos correspondentes ao mercado de subministro a consumidores domésticos e PEMES. Neste mercado, o efecto da operación sería un incremento significativo da cota de mercado da nova entidade, que pasaría a ser do 97,9% (87,8% de GAS NATURAL + 10,1% de ENDESA).

No mercado español de subministración a grandes clientes

industriais, a operación levaría a unha ampliación da cota de GAS NATURAL nun 5,0%, alcanzando a nova entidade unha porcentaxe do 57,2%.

TDC CNE

MERCADO GRANDES CLIENTES. 2004 Cotas de mercado: GAS NATURAL: 52,2% ENDESA: 5,0% IHH: Pre-operación: 3.118,4 Post-operación: 3.646,0 ∆ IHH: 527,6

MERCADO GRANDES CLIENTES. 2004 Cotas sobre vendas de enerxía: GAS NATURAL: 52,4% ENDESA: 6,0% Cotas sobre número de clientes (inclúe xeradores de electricidade): GAS NATURAL: 73,0% ENDESA: 6,0%

Fonte: Elaboración propia a partir do TDC e da CNE.

Se se atende ao IHH, a execución da operación daría lugar a

un valor post-operación de 3.646, o que supón un incremento de 527 puntos. Posto que, como no mercado de subministro total, o valor absoluto atópase por riba de 2.000 e o incremento que se produce tamén está sensiblemente por riba de 150, entón, segundo a práctica dos reguladores internacionais, pode esperarse que a operación xere problemas de competencia efectiva neste mercado.

- 159 -

Na subministración a xeradores eléctricos, GAS NATURAL

subministra gas aos seus propios ciclos combinados e tamén aos de ENDESA, que non participa como oferente neste mercado. Por isto, cuantitativamente, a operación non produce ningún efecto. Cualitativamente supón substituír o acordo de subministración de GAS NATURAL a ENDESA por un vínculo estrutural.

TDC CNE

MERCADO DE SUBMINISTRO A CENTRAIS ELÉCTRICAS. 2004 Cotas de mercado: GAS NATURAL: 41,1% ENDESA: 0,0% IHH: Pre-operación: 3.060 Post-operación: 3.060 ∆ IHH: 0

MERCADO DE SUBMINISTRO A CENTRAIS ELÉCTRICAS. 2004 Cotas sobre vendas de enerxía:. GAS NATURAL: 48,2% ENDESA: 0,0% Cotas sobre número de clientes (incluíronse en grandes clientes): (*)

Fonte: Elaboración propia a partir do TDC e da CNE.

A nivel peninsular español, a entidade resultante alcanzaría unha cota do 93,1% no mercado de subministro a clientes domésticos e PEMES, coa adición do 3,5% de ENDESA ao 89,6% que posúe GAS NATURAL.

TDC CNE

MERCADO CLIENTES DOMÉSTICOS E PEMES. 2004 Cotas de mercado: GAS NATURAL: 89,6% ENDESA: 3,5% IHH: Pre-operación: 8.058,5 Post-operación: 8.685,7 ∆ IHH: 627,2

MERCADO CLIENTES DOMÉSTICOS E PEMES. 2004 Cotas sobre vendas de enerxía: GAS NATURAL: 86,4% ENDESA: 5,0% Cotas sobre número de clientes (inclúe xeradores de electricidade): GAS NATURAL: 87,8% ENDESA: 5,4%

Fonte: Elaboración propia a partir do TDC e da CNE.

Se se examina o IHH, resulta que o valor post-operación

aproxímase ao máximo (10.000) xa que ascende a 8.685 supoñendo a concentración un incremento de 627 puntos. Neste caso, os valores tan elevados da cifra absoluta como do incremento

- 160 -

son indicativos da existencia de efectos anticompetitivos neste mercado.

En resumo, dende a perspectiva dos efectos horizontais, a

operación, sen considerar desinversións, levaría a un aumento do grao de concentración nos mercados de subministro de gas aos consumidores finais, mercados que se caracterizan xa na actualidade por elevados niveis de concentración.

O único elemento que podería diluír dalgunha forma as consecuencias negativas da operación nos mercados de subministro de gas é o crecemento da demanda. Dentro das previsións de futuro, a máis obvia é que o consumo de gas en España siga crecendo de forma moi importante, en todos os segmentos do mercado e, especialmente, no da xeración. Isto creará, como xa o veu facendo, oportunidades tanto para vendedores xa implantados, como para os recentemente chegados ao mercado.

8.3. Efectos verticais.

Ademais de efectos horizontais, unha operación de

concentración económica pode producir efectos verticais se as empresas participantes están integradas verticalmente, é dicir, se desenvolven actividades correspondentes ás diferentes fases da cadea de valor dun determinado sector.

No sector da electricidade español os principais grupos

empresariais están integrados verticalmente xa que participan nas actividades de xeración, distribución e subministro aos clientes finais. O mesmo acontece no sector do gas, no que os operadores dominantes actúan dende o aprovisionamento ata o subministro aos clientes finais. O TDC subliñou en diversos informes que a integración vertical constitúe unha barreira de entrada nos mercados eléctricos.

- 161 -

Cando unha empresa está integrada verticalmente resúltalle indiferente, dende unha perspectiva económica, obter a marxe total dunha soa actividade ou de todas elas. Como os novos entrantes xeralmente non participan en todos os mercados, os grupos integrados teñen incentivos a elevar as marxes nas actividades nas que non teñen competencia, e reducilas nas actividades nas que teñen máis competencia e, en particular, nas que entran novos competidores, co obxectivo de expulsalos do mercado. Esta é unha consecuencia sobre a competencia grave.

Ademais, cando os operadores están integrados

verticalmente xorden problemas de información asimétrica que dificultan a competitividade das empresas non integradas, polo que estas están desincentivadas a entrar no mercado e, se están nel, mesmo poden ser impulsadas a abandonalo. Os efectos prexudiciais para a competencia destas asimetrías son tanto maiores canto máis dominante sexa o operador que posúe a vantaxe informativa. Neste sentido, para López-Jurado Escribano (2005)30, entre os principais aspectos que caracterizan ao sector eléctrico actual, e que son relevantes dende a perspectiva da competencia, atópanse: (i) as barreiras á entrada de novos competidores producidas pola integración vertical, (ii) as dificultades á liberalización do mercado polo miúdo debidas á desvantaxe informativa dos vendedores.

O obxectivo da análise dos efectos verticais da operación é

identificar en que medida a operación examinada da lugar a unha elevación das barreiras á entrada no mercado correspondente que dificulte a entrada de novos operadores, tanto polo incremento dos incentivos dos operadores integrado ao traslado de rendas entre as diversas actividades, como polas vantaxes derivadas da información asimétrica. Estes efectos deben examinarse dun xeito

30 López-Jurado Escribano, F. (2005) “Prólogo” no libro de J. C. Hernández “Regulación y competencia en el sector eléctrico” Ed. Thomson-Aranzadi.

- 162 -

independente en cada un dos sectores afectados: electricidade e gas.

8.3.1. Sector da electricidade.

Aínda que a LSE obriga ás empresas a separar xuridicamente

as actividades reguladas das non reguladas para evitar a existencia de subsidios cruzados, as empresas poden pertencer ao mesmo grupo empresarial. Asemade permítese a compensación de perdas no balance consolidado do grupo empresarial.

O anterior favorece o mantemento dunha elevada integración

vertical no sector, no que os grupos empresariais manteñen cotas similares no mercados de xeración e de subministro.

No sector da electricidade español dúas relacións son

significativas dende a perspectiva dos efectos verticais sobre a competencia: (i) xeración–subministro, e (ii) distribución–subministro. Asemade tamén pode ter efectos verticais a integración nunha mesma empresa (ou grupo empresarial) das actividades de fornecemento de combustibles e de xeración.

8.3.1.1. Relación “xeración–subministro”.

A relación “xeración–subministro” ten efectos potenciais nas

barreiras á entrada de novos operadores. En Galicia, a relación “xeración–subministro” na actualidade é

basicamente relevante para UNIÓN FENOSA, grupo que non participa na operación de concentración. Isto é así porque: (i) ENDESA ten centrais de xeración de electricidade pero case non participa no subministro; e (ii) GAS NATURAL non ten centrais de xeración en Galicia. Entón, na nosa comunidade, os efectos verticais prodúcense como consecuencia da súa integración no mercado peninsular español, pero non dun xeito específico territorial.

- 163 -

8.3.1.2. Relación “distribución–subministro”. A relación “distribución–subministro” eleva as barreiras á

entrada fundamentalmente como consecuencia das vantaxes derivadas da información asimétrica.

En Galicia, o feito de que a rede de distribución de

electricidade estea xestionada case na súa totalidade por UNIÓN FENOSA, operador que non participa na operación, ten como resultado que non existan efectos verticais específicos derivados da operación. Por tanto, dun xeito similar ao que acontecía na relación “xeración–subministro”, os efectos verticais prodúcense como consecuencia da súa integración no mercado peninsular español, pero non dun xeito específico territorial.

8.3.2. Sector do gas.

Tamén no sector do gas, os grupos empresariais dominantes

teñen unha integración vertical elevada. Se ben dende o comezo da liberalización, rexistrouse un aumento importante dos operadores activos en aprovisionamento e comercialización, existen aínda barreiras importantes. Estas barreiras, que derivan sobre todo da integración vertical entre distribución e comercialización no Grupo GAS NATURAL e das vantaxes competitivas deste mesmo grupo en aprovisionamento, tenden a obstaculizar a competencia e a entrada de operadores con capacidade real de competir con GAS NATURAL.

Dende a perspectiva dos efectos verticais son especialmente

significativas dúas relacións: (i) aprovisionamento–infraestruturas de transporte; (ii) distribución–subministro.

8.3.2.1. Relación “aprovisionamento-infraestruturas de transporte”.

Dada a falta de produción de gas natural en España, o

aprovisionamento no exterior e o acceso as infraestruturas de importación son vitais para poder vender gas.

- 164 -

No relativo á relación “aprovisionamento-infraestruturas de

transporte” tense que subliñar que, de acordo coa CNE, existe capacidade dispoñible para nova contratación nas plantas de gasificación, pero non capacidade para fornecerse a través dos gasodutos internacionais.

A capacidade dispoñible a través do gasoduto do Magreb

atópase reservada en parte para a subministración a tarifa e o resto para GAS NATURAL e TRANGAS. Así mesmo, segundo a CNE, GAS NATURAL controla case toda a capacidade de entrada do gasoduto de Lacq-Calahorra, que transporta o gas natural de Noruega.

Nesta situación ningún competidor de GAS NATURAL pode acceder ao gas vehiculado por gasoduto e, dun xeito particular, ao que ven de Alxeria, potencialmente o máis competitivo para España. Esta última situación soamente poderá cambiar coa entrada en funcionamento do gasoduto de Medgaz a comezos de 2009.

Entón, a saturación dos gasodutos internacionais eleva unha

importante barreira á entrada de novos operadores, dado o maior custo relativo e a inflexibilidade do GNL.

En canto ás plantas de regasificación, GAS NATURAL tamén

ten unha importante posición neste terreo, tanto polos seus vínculos contractuais con ENAGAS que, de facto, lle garanten capacidade en Barcelona, como polo control conxunto que exerce REPSOL sobre a planta de Bahía de Bizkaia.

Por outra banda, a presenza no consello de administración de

ENAGAS de incúmbentes con actividades en el aprovisionamento, importación e subministro de gas, constitúe unha integración vertical de feito, que actúa como barreira á entrada de novos axentes no mercado. Trala operación reforzaríase esta posición xa que tanto GAS NATURAL como ENDESA están presentes no consello de administración de ENAGAS.

- 165 -

8.3.2.2. Relación “distribución-subministro”.

A relación “distribución-subministro” xera barreiras á entrada

como consecuencia das vantaxes derivadas da información asimétrica e da inercia dos consumidores.

Os consumidores, particularmente os domésticos, tenden a

preferir como subministrador a prezo libre á empresa do grupo propietario das infraestruturas de distribución de gas, antes que a outros vendedores. Esta preferencia baséase na crenza de que tal fornecedor proporciona maior seguridade de subministro e mellor servizo técnico. Ademais, o temor a posibles discriminacións na calidade do servizo actúa como freo para afrontar o cambio de subministrador.

Os problemas informativos derivados das relacións verticais

existentes suxiren a necesidade de avaliar os cambios normativos recentes e en marcha en canto ás garantías de separación entre a xestión da rede de distribución e da subministración polo miúdo, así como as obrigas de acceso e información para facilitar a entrada de novos vendedores a prezo libre.

No mercado de distribución do gas de Galicia, o Grupo GAS

NATURAL (Gas Natural SDG, Gas Galicia e Gas Natural A Coruña) ten unha participación maioritaria, cunha cota do 97,54%; ENDESA non está presente neste mercado.

A posición dominante de GAS NATURAL na distribución

tamén se da no mercado de subministro de gas. Aínda que pode haber efectos anticompetitivos derivados desta situación, a operación examinada non a produce, xa que ENDESA ten unha presenza marxinal neste mercado en Galicia.

Entón, como sucedía no sector da electricidade, a operación

pode xerar efectos verticais a nivel do mercado peninsular español,

- 166 -

e estes efectos afectarán a Galicia, mais dende un punto de vista específico, no suposto de consideralo un territorio illado, non se identifican consecuencias.

8.4. Efectos conglomerais.

A operación de concentración GAS NATURAL–ENDESA pode

producir efectos conglomerais, xa que afonda na estratexia de diversificación do operador dominante no sector do gas de mellorar a súa posición no sector eléctrico.

En Europa houbo varios procesos de concentración

orientados a formar conglomerados “gas-electricidade”, tales como a operación E.ON–RUHRGAS (Alemaña) e ENI-EDP-GDP (Portugal).

Entre as razóns desta estratexia destacan dúas: (i) o emprego

do gas natural como combustible para las centrais eléctricas de ciclo combinado con turbina de gas, que gozan dun forte crecemento como consecuencia das súas vantaxes en custos e medioambientais, e (ii) o desexo das empresas de ofrecer conxuntamente gas e electricidade aos seus consumidores, en especial aos domésticos.

No caso GAS NATURAL–ENDESA, o TDC considera que a

operación altera gravemente a dinámica competitiva existente na actualidade nos mercados de gas e electricidade, ao tempo que incrementa os riscos de transferencia de rendas na empresa resultante entre as actividades de ambos sectores.

No relativo aos efectos sobre a dinámica competitiva

existente nos mercados de gas e electricidade, o TDC sinala que a operación: (i) modifica, nun sentido negativo para a competencia, os incentivos de GAS NATURAL para competir no mercado da electricidade; e (ii) elimina a ENDESA do mercado de gas.

Obviamente, ó desaparecer ENDESA desaparecen as

- 167 -

asimetrías entre ambos operadores, asimetrías que obrigaban a cada un deles a competir no mercado dominado polo outro, o que xeraba unha dinámica competitiva beneficiosa tanto para as empresas como para os consumidores. Para as primeiras, xa que lles ía amosando o camiño máis competitivo cara a converxencia entre ambos sectores; para os segundos, porque a maior competencia tería a trasladarse aos prezos e á calidade dos servizos ofertados nestes mercados.

A formación dun conglomerado de electricidade e gas, como sería o resultante da operación, xeraría nalgúns territorios un solapamento das redes de distribución de gas e de electricidade. Este solapamento tería dous efectos anticompetitivos importantes: (i) elevaría as barreiras á entrada de novos operadores a estes sectores e (ii) xeraría un reforzamento da posición de dominio da empresa resultante como consecuencia da súa posibilidade de realizar ofertas conxuntas -ou duais- aos seus clientes, que dificilmente poderían ser replicadas polos rivais.

No “Informe sobre os criterios xerais en relación coas ofertas conxuntas de subministro de electricidade e gas natural”, elaborado pola CNE en 2004, examínanse os efectos potenciais das ofertas multiproduto nas obrigas de separación xurídica de actividades reguladas e non reguladas, nos intercambios de información entre distribuidores e vendedores, nos descontos e no contido das facturas.

En Galicia, a operación non daría lugar á duplicidade das

redes de electricidade e de gas, xa que esta primeira está en mans de UNIÓN FENOSA mentres que a segunda está nas de GAS NATURAL.

8.5. Efectos industriais e laborais da operación.

No BOPG núm. 29, do 17 de outubro de 2005, recollese o texto aprobado por unanimidade dos 75 deputados e deputadas

- 168 -

presentes, que di así: “O Parlamento de Galicia insta a Xunta de Galicia a:

1.- Que o Goberno Galego manifeste a súa oposición a calquera operación que non garanta previamente os investimentos previsto en Galicia: adaptación dos catro grupos térmicos para carbón importado das Pontes, Terminal no Porto Exterior de Ferrol, Reganosa, ciclos combinados das Pontes, e proxectos eólicos. 2.- Facer partícipes ao Goberno do Estado e aos organismos reguladores polas posíbeis consecuencias que, de saír adiante esta OPA, puideran derivarse para os intereses de Galicia en materia enerxética, para os traballadores/as afectados e para os investimentos previstos”. Dos cinco problemas identificados polo Parlamento de Galicia

na concentración económica GAS NATURAL–ENDESA, tres teñen que ver directamente co mantemento/incremento da capacidade de xeración eléctrica -a adaptación dos catro grupos térmicos para carbón importado das Pontes; os ciclos combinados das Pontes; e os proxectos eólicos-, o que os situaría no eido do mercado polo xunto de electricidade, e dous teñen que ver, basicamente, con infraestruturas vinculadas coa xeración termoeléctrica -a terminal do porto exterior de Ferrol- ou coa xeración mediante a tecnoloxía de ciclo combinado -a planta regasificadora de REGANOSA.

Como resulta evidente no escrito remitido polo Parlamento

de Galicia, e máis concretamente no seu punto 2, os efectos polos que se interesan os parlamentarios teñen que ver co mantemento dos investimentos comprometidos por ENDESA -adaptación dos grupos térmicos e de posta en funcionamento dos ciclos combinados, así como a desenvolver o proxecto eólico nomeado ENERCON-, dadas as consecuencias negativas que o non desenvolvemento dos mesmos tería no valor engadido e no emprego en Galicia.

- 169 -

A adaptación dos grupos térmicos é necesaria dado o esgotamento das reservas de lignito na mina das Pontes, previsto para o ano 2008 se se mantén un ritmo de consumo similar ó actual. A adaptación dos grupos térmicos permitirá non pechar a central, xa que esta pode seguir funcionando con carbón de importación. O mercado mundial de carbón é maduro, con prezos baixos e estables, e con garantías de fornezo a longo prazo.

O principal problema a que se teñen que enfrontar as

instalacións das Pontes no futuro é a necesidade de reducir considerablemente os actuais niveis de emisións contaminantes, xa que unha lexislación ambiental cada vez máis esixente obrigará a queimar combustibles con baixo índice de xofre e instalacións con mellores rendementos enerxéticos. O interrogante é, pois, se os novos propietarios van manter o proxecto de adaptación dos grupos térmicos.

Segundo información recollida nos medios de comunicación,

o presidente da Xunta de Galicia, e mais o conselleiro de Innovación e Industria, nas conversas mantidas cos responsables de GAS NATURAL e mesmo de IBERDROLA (que segundo o contrato asinado con GAS NATURAL mercaría os grupos térmicos das Pontes), obtiveron garantías sobre o mantemento dos investimentos comprometidos ao respecto. Agora ben, no citado contrato non se fai ningunha referencia á mina.

Pola súa banda, o proxecto dos ciclos combinados consiste

na entrada en funcionamento na central das Pontes de dous grupos, de 400 MW cada un, para xerar electricidade a partir de gas natural.

A implantación da tecnoloxía dos ciclos combinados en

Galicia enmárcase no desenvolvemento de novos procedementos enerxéticos, eficientes dende as perspectivas económica e ambiental, capaces de mellorar a competitividade e calidade do sistema enerxético galego.

- 170 -

O proxecto dos ciclos combinados non se recolle no contrato

con IBERDROLA. Hai que supoñer, pois, que sexa desenvolvido pola propia GAS NATURAL. De novo, segundo información recollida nos medios de comunicación, das conversas mantidas polo presidente da Xunta de Galicia, e mais polo conselleiro de Innovación e Industria, cos responsables de GAS NATURAL, existen garantías sobre o mantemento dos investimentos comprometidos ao respecto.

No relativo aos proxectos eólicos, ENDESA comprometeuse a

desenvolver na área de Ferrol o proxecto nomeado ENERCON, que xeraría 500 empregos. Este proxecto intégrase no marco do desenvolvemento de fontes de enerxía renovables que, ó seren de natureza autóctona, contribúen a mellorar a seguridade dos aprovisionamentos. O seu fomento permite, así mesmo, crear emprego e contribuír ó desenvolvemento económico.

En relación a este proxecto pódese repetir o dito

anteriormente sobre os compromisos asumidos pola dirección de GAS NATURAL ante o presidente da Xunta de Galicia.

Pola súa banda, o problema relativo aos investimentos en

REGANOSA derivan da participación do 21% ENDESA no seu accionariado. Ante as incertezas xurdidas, os responsables dos grupos accionariais galegos que participan no proxecto se comprometeron a garantir a continuidade do mesmo e asumir, no seu caso, o 21% do capital de ENDESA no proxecto. Non obstante, aínda non está decidido o futuro comprador –segundo os medios de comunicación, ENAGÁS postúlase como candidato.

No mes de febreiro de 2006 estaba superado o 80% das

obras de construción da terminal de REGANOSA e os xestores esperaban o primeiro buque gasoso para novembro de 2006.

Máis aló dos recursos financeiros, o proxecto REGANOSA está

- 171 -

vinculado dende un punto de vista industrial, a implantación dos ciclos combinados de gas nas Pontes (e en Sabón, de UNIÓN FENOSA), xa que a súa viabilidade económica é dependente da posta en funcionamento destes ciclos e da súa demanda.

O proxecto REGANOSA permitirá diversificar as fontes de

aprovisionamento de gas e acceder a mercados máis competitivos. A utilización de buques como medio de transporte do gas permitirá ampliar os mercados de orixe, fronte ao actual abastecemento con gas canalizado procedente de Alxeria e Europa, en condicións moi dependentes de mercados de orixe concretos.

No caso dos investimentos na nova terminal de descarga de

carbón no porto exterior de Ferrol, o proxecto está vinculado directamente ao esgotamento dos actuais depósitos de lignito das Pontes e Meirama que, no horizonte do 2008, obrigará a importar todo o carbón que se consome na actualidade nas ditas centrais termoeléctricas. A utilización de carbón de importación é significativa; a súa achega é de aproximadamente de 563 ktep.

A adaptación dos grupos térmicos ao carbón de importación

repercutirá positivamente na viabilidade do porto exterior de Ferrol, así como nas actividades de transporte.

Todos os proxectos teñen, en esencia, un resultado

importante para Galicia: o crecemento da súa capacidade de xeración de enerxía eléctrica a través de tecnoloxías máis limpas e eficientes.

8.6. Conclusión xeral. Os principais efectos da operación de concentración GAS NATURAL–ENDESA sobre a competencia en Galicia se producen en mercados de dimensión peninsular española, por elo cabe recoller a modo de síntese, a quinta conclusión do informe do TDC (p. 200). Nela o citado organismo identifica os elementos máis sobresaíntes

- 172 -

da operación do seguinte modo: “partindo do elevado nivel de concentración nos mercados afectados e da debilidade da competencia efectiva, prevé un reforzamento da posición das partes debido, directamente, á adición de cotas nos mercados de aprovisionamento, transporte e infraestruturas de importación de gas e xeración de electricidade. Este reforzamento sería especialmente significativo nos mercados de solución de restricións técnicas e en distribución e subministro de ambos produtos. Adicionalmente, os efectos horizontais agrávanse pola desaparición de ENDESA e GAS NATURAL en aqueles mercados de gas e electricidade, respectivamente, nos que comezaran a súa entrada e crecemento”.

- 173 -

9. DECISIÓN DO CONSELLO DE MINISTROS DE 3 DE

FEBREIRO DO 2006.

- 174 -

- 175 -

O día 3 de febreiro de 2006, o Consello de Ministros (CM), a proposta do Vicepresidente Segundo do Goberno e Ministro de Economía e Facenda, acordou subordinar a aprobación da operación de concentración económica consistente na toma de control exclusivo de ENDESA por parte de GAS NATURAL ao cumprimento de diversas condicións. O acordo do CM di que ten por obxecto a protección da competencia efectiva nos mercados e que está guiado polo principio de proporcionalidade entre as medidas adoptadas e os potenciais obstáculos para o mantemento da mesma derivados da operación.

Segundo o Acordo do CM, os mercados europeos de gas e de electricidade están inmersos nun proceso de liberalización que aínda non rematou, pero que sen dúbida ten efectos sobre a dinámica competitiva dos mesmos. Este proceso regulamentario está a ser acompañado na UE dunha progresiva integración dos mercados do gas e da electricidade, en parte impulsada pola crecente importancia do gas como fonte para a xeración eléctrica.

Concretamente, a aprobación da operación está subordinada

ao cumprimento das seguintes condicións: Primeira. GAS NATURAL terá que liberar no mercado unha cantidade anual de gas natural igual á importada no mercado español por ENDESA durante 2005. Segunda. GAS NATURAL liberará no mercado o exceso anual do contrato SAGANE I sobre a cantidade necesaria para garantir o subministro a tarifa, cun máximo de 1 bcm., que se asignará en cantidades mensuais cun horizonte anual.

Terceira. a) A asignación do gas correspondente ás condición primeira e

segunda realizarase mediante poxa pública á que poderá concorrer calquera operador que acredite o cumprimento dos requisitos previstos na condición décimo sexta.

- 176 -

b) A liberación de gas correspondente ás condicións primeira e

segunda realizarase durante tres anos a partir de 2007 inclusive. As primeiras poxas realizaranse antes do 31 de decembro de 2006.

c) Os termos exactos do procedemento de poxa serán fixados

pola Comisión Nacional de Enerxía no prazo de dous meses trala adopción do presente Acordo de Consello de Ministros. En todo caso, a poxa garantirá o acceso transparente e non discriminatorio de calquera competidor presente ou potencial no mercado de comercialización de Gas Natural en España. As condicións dos contratos de subministro de gas correspondentes estarán en liña coas prácticas habituais do mercado español.

d) Como resultado da poxa, GAS NATURAL fornecerá ao

adxudicatario a cantidade de gas correspondente en calquera dos puntos de entrada ao sistema peninsular.

e) O prezo mínimo de saída das poxas estará determinado

sobre a base do custo efectivo de aprovisionamento do gas correspondente. O prezo percibido por GAS NATURAL como pago polo gas adquirido en virtude da condición segunda durante os dous primeiros anos corresponderase co do contrato SAGANE I. O exceso que resulte da poxa sobre dito prezo será aplicado por GAS NATURAL a incrementar os investimentos previstos na mellora das infraestruturas de almacenamento de gas e das redes de transporte e distribución de enerxía.

Cuarta. GAS NATURAL procederá á venda das participacións de ENDESA, S.A. nas sociedades SAGGAS S.A. e REGANOSA S.A. Quinta. GAS NATURAL venderá calquera participación accionarial, directa ou indirecta, en ENAGAS S.A. que exceda do 1% e non

- 177 -

poderá ter ningún representante no consello de administración de dita sociedade. Sexta. GAS NATURAL venderá centrais de xeración de electricidade cunha capacidade instalada en España peninsular equivalente a 4.300 MW de fontes de xeración retirables cun período útil de vida restante de ao menos 10 anos, que incluirán un mínimo de 400 MW tanto en Cataluña como en Andalucía. En particular, deberá vender centrais de ciclo combinado ou hidráulicas modulables cunha capacidade instalada equivalente a 1.200 MW. Sétima. Durante un prazo de dous anos a partir da execución da operación de concentración, GAS NATURAL non poderá adquirir de terceiros, directa ni indirectamente, ningunha central de xeración de electricidade de ciclo combinado que estea en funcionamento ou en probas. Oitava. GAS NATURAL outorgará un dereito de rescisión unilateral sen penalización aos seus actuais clientes no aprovisionamento de gas natural para a xeración mediante ciclo combinado. Novena. GAS NATURAL venderá o equivalente ao seu negocio de subministro polo miúdo a prezo libre de electricidade e ao negocio de venda a prezo libre de gas de ENDESA. A tal fin, segregará os correspondentes activos e contratos en, cando menos, unha sociedade que reúna os requisitos previstos na condición décimo sexta. Décima. GAS NATURAL venderá a súa participación accionarial, directa ou indirecta, en calquera competidor independente na venda a prezo libre de gas e electricidade. En concreto, deberá vender a súa participación en NATURGAS ENERGÍA GRUPO, S.A. (ANTIGUA NATURCORP MULTISERVICIOS, S.A.) e en GAS NATURAL de Álava, S.A.

- 178 -

Undécima. GAS NATURAL venderá activos de distribución de gas natural que incorporen redes completas e contratos de subministro a tarifa cun mínimo de 1.500.000 puntos de subministro, dando lugar ando menos a dous novos operadores cun mínimo de 250.000 puntos de subministro cada un. Duodécima. No prazo de seis meses a partir da execución da operación de concentración, GAS NATURAL cederá a unha empresa ou entidade independente de calquera actividade de subministro de enerxía, a capacidade de formalizar os cambios de subministrador que teñan lugar por parte de aqueles clientes de electricidade e gas natural, tanto a tarifa como a mercado libre, cuxos puntos de subministro se atopen en zonas onde a execución da operación conduza ao solapamento de redes de electricidade e gas natural baixo control de GAS NATURAL. Para o cumprimento desta condición, será imprescindible por a disposición de dita empresa ou entidade independente, encargada de xestionar os cambios de subministrador, as bases de datos a que fan referencia o artigo 43 do Real Decreto 1434/2005, de 27 de decembro, polo que se regulan as actividades de transporte, distribución, comercialización, subministro e procedementos de autorización de instalacións de gas natural e o artigo 7 do Real decreto 1435/2005, de 27 de decembro, polo que se regulan as condicións básicas dos contratos de adquisición de enerxía e de acceso ás redes de baixa tensión. Décimo terceira. GAS NATURAL deberá adecuar a súa estrutura de forma que asegure a separación funcional entre os negocios regulados e os non regulados. En particular, GAS NATURAL garantirá a separación funcional dos negocios de redes de distribución e de subministro polo miúdo. Décimo cuarta. Aos efectos das condicións anteriores, entenderase que GAS NATURAL está formado por GAS NATURAL SDG S.A. e

- 179 -

polas empresas controladas por ela. Décimo quinta. Os activos que se desinviertan en aplicación das condicións anteriores deberán venderse xunto cos contratos, o persoal e outros recursos materiais e inmateriais precisos para o seu adecuado funcionamento autónomo. No seu caso, incluiranse os contratos de aprovisionamento de gas correspondentes así como os contratos de subministro, a prezo libre ou a tarifa, con clientes. En relación coas centrais de ciclo combinado ás que fai referencia a condición sexta, GAS NATURAL ofrecerá o subministro do gas necesario para a súa operación durante os dous anos seguintes á venda das mesmas en condicións equivalentes ás existentes con anterioridade á operación de concentración. Décimo sexta. A venda dos activos por desinvertir en aplicación das condicións anteriores estará suxeita, previo informe da CNE, á autorización previa do SDC, que avaliará a idoneidade do comprador proposto por GAS NATURAL atendendo ao cumprimento dos seguintes requisitos:

a) Ser un competidor existente ou potencial, viable e sen vínculo algún con GAS NATURAL.

b) Dispor de recursos financeiros alleos ao vendedor,

experiencia demostrada e incentivos para manter e desenvolver a actividade cedida. En particular o comprador deberá estar en condicións de garantir o cumprimento dos requisitos establecidos pola normativa sectorial aplicable, de realizar a correspondente actividade e asumir os plans estratéxicos orixinais das correspondentes redes.

c) Non crear novos problemas de competencia nin ocasionar

riscos de que se retarde a aplicación do compromiso.

- 180 -

A presente condición enténdese sen prexuízo das autorizacións que poidan resultar preceptivas en aplicación da normativa vixente e, en particular, das que se deriven, no seu caso, do control de concentracións empresariais por parte das autoridades de competencia correspondentes. Décimo sétima. A venda dos activos previstos nas condicións anteriores realizarase de acordo co calendario que se expón a continuación, cuxo cómputo iniciarase no momento en que se execute a operación de concentración mediante a toma de control de ENDESA:

a) GAS NATURAL disporá dun prazo confidencial para concluír con terceiros operadores acordos de compravenda dos ditos activos. Dita compravenda poderá convirse nas condicións que libremente negocien as partes, sempre que elo non inclúa o intercambio de activos en España.

b) Se GAS NATURAL non logra cumprir a condición

correspondente ao termo do prazo fixado no apartado anterior, outorgará un mandato a un terceiro independente para que proceda á desinversión (fideicomisario de desinversión) co fin de que se subscriban os correspondentes acordos de compravenda nun prazo máximo confidencial.

c) Polo que atinxe á venda de activos de xeración eléctrica

prevista na condición sexta, GAS NATURAL venderá centrais cunha capacidade instalada equivalente a 2.800 MW, incluíndo as centrais en Cataluña e Andalucía, atendendo ao calendario previsto nos puntos a) e b) anteriores. Os activos equivalentes aos 1.500 MW adicionais deberán ser vendidos nun proceso similar e segundo os prazos dispostos nos apartados a) e b) anteriores, cuxo cómputo iniciarase ao termo do prazo máximo previsto nos mesmos.

Entenderase que se cumpriu a condición correspondente cando

- 181 -

GAS NATURAL subscriba un contrato de compravenda soamente suxeito á condición suspensiva da aprobación do comprador segundo o previsto na condición décimo sexta, ao exame xurídico e técnico detallado dos activos e, no seu caso, ás autorizacións que poidan ser preceptivas en aplicación da normativa vixente. No caso de que xurda algunha circunstancia que retarde a efectiva execución das desinversións previstas nas condicións anteriores, GAS NATURAL informará inmediatamente ao SDC. A solicitude de GAS NATURAL, e previo informe da CNE, o Consello de Ministros poderá acordar, en atención ás circunstancias concorrentes, unha ampliación dos prazos máximos establecidos para a desinversión na presente condición. No caso de que a compravenda proposta estea suxeita a control de concentracións e as autoridades de competencia correspondentes non a autoricen, o SDC poderá acordar, en atención ás circunstancias concorrentes, que os activos correspondentes sexan vendidos polo fideicomisario de desinversión de acordo co previsto no apartado b) da presente condición. Décimo oitava. Durante o período transitorio que media entre a adquisición por GAS NATURAL do control de ENDESA e a efectiva venda dos activos prevista nas condicións anteriores, GAS NATURAL absterase de adoptar decisións que poidan por en risco a xestión autónoma e a garantía de mantemento do valor dos mesmos. Igualmente, GAS NATURAL non terá acceso á información sensible dos activos de ENDESA que se inclúen no paquete de desinversión. Co fin de garantir o cumprimento da presente condición, o Goberno nomeará un xestor independente dos activos por desinversión, a proposta de GAS NATURAL e previo informe da CNE. Dito xestor será remunerado por GAS NATURAL, sen que a estrutura da correspondente remuneración poida por en risco a independencia e eficacia do mesmo no cumprimento do seu traballo.

- 182 -

Décimo novena. No prazo dun mes dende a data deste Acordo de Consello de Ministros, GAS NATURAL SDG, S.A. deberá presentar ante o SDC un plan confidencial detallado de actuacións e prazos para a instrumentación das condicións contidas no mesmo. O Plan de Actuacións recollerá unha proposta concreta de nomeamento e mandato ao fideicomisario de desinversión previsto no apartado b) da condición décimo sétima así como o procedemento para nomear ao xestor independente da condición décimo oitava. En todo caso, deberanse establecer as adecuadas garantías en canto ao acceso á información comercial sensible dos activos por desinvertir que non estiveran controlados por GAS NATURAL con anterioridade á operación de concentración. No prazo máximo dun mes, dito plan deberá ser aprobado, previo informe da CNE, polo SDC, que poderá introducir nel as modificacións que considere oportunas para o adecuado cumprimento das condicións do presente Acordo. GAS NATURAL proporcionará ao SDC, ao xestor independente e ao fideicomisario de desinversión toda a información relevante para o adecuado exercicio das súas funcións. En particular, en relación co proceso de venda de activos, GAS NATURAL informará ao SDC con periodicidade ao menos mensual sobre os contactos e negociacións con potenciais compradores dos activos por desinvertir e proporcionará un borrador do contrato de compravenda así como un informe sobre o potencial comprador no que se recollerá toda a información relevante para determinar o cumprimento dos requisitos recollidos na condición décimo sexta. Vixésima. En virtude do artigo 18.3 da Lei 16/1989, de 17 de xullo, de Defensa da Competencia, encoméndase ao SDC a vixilancia da execución e o cumprimento do presente Acordo de Consello de Ministros, contando para elo coa cooperación da CNE. Asemade, o SDC poderá solicitar información ou instar actuacións do fideicomisario de desinversión previsto na condición décimo sétima

- 183 -

e do xestor independente dos activos por desinvertir durante o período transitorio previsto na condición décimo oitava.

O presente Acordo enténdese sen prexuízo das autorizacións que resulten preceptivas en aplicación da normativa vixente. Igualmente, enténdese sen prexuízo do disposto pola CNE na súa resolución de 8 de novembro de 2005 ditada en aplicación da función 14 da Disposición Adicional XI, da Lei 34/1998, de 7 de outubro, do Sector de Hidrocarburos.

- 184 -

- 185 -

10. ESTIMACIÓN DOS EFECTOS DA OPERACIÓN EN

GALICIA A PARTIR DO ACORDO DO CONSELLO DE

MINISTROS DE 3 DE FEBREIRO DO 2006.

- 186 -

- 187 -

As condicións establecidas polo Consello de Ministros (CM) refírense aos eidos nos que os informes preceptivos detectaron obstáculos concretos para a competencia efectiva como consecuencia da operación de concentración. Estas condicións son de dous tipos: substantivas (1 a 13 inclusive) e de procedemento (14 a 20).

As condicións impostas polo Acordo do CM van máis alá dos compromisos ofrecidos por GAS NATURAL, considerados insuficientes, ben pola súa escasa magnitude, ben por non compensar determinados efectos verticais ou de conglomerado.

Segundo o Acordo do CM, a determinación das condicións

baséase no principio de proporcionalidade, en función do cal se esixe que as mesmas sexan adecuadas para compensar os obstáculos á competencia efectiva derivados da operación e que, no caso de que haxa máis dunha condición posible para resolver un problema concreto, se elixa a menos restritiva para a liberdade empresarial.

As condicións teñen que ver cos efectos anticompetitivos da concentración nos que coinciden os informes do TDC e da CNE. Estes efectos refírense as seguintes áreas: (i) aprovisionamento e transporte de gas, (ii) xeración eléctrica e integración vertical de gas e electricidade, e (iii) distribución e subministro polo miúdo de gas e electricidade. No Acordo tamén se fan referencias aos requisitos do comprador dos activos a desinvertir.

Á luz das consideracións do CM, analízanse as consecuencias

da operación en Galicia.

10.1. Aprovisionamento e transporte de gas As condicións primeira a quinta do Acordo do CM responden

aos problemas potenciais detectados no aprovisionamento e transporte de gas. Segundo o CM, catro efectos anticompetitivos

- 188 -

pódense identificar nestes eidos:

- 1º. Desaparición de ENDESA como competidor potencial no mercado de aprovisionamento de gas e adición da súa cota de mercado, a correspondente a CARBOEX –empresa a través da cal opera ENDESA-, a GAS NATURAL, o que reforza aínda máis a posición dominante desta neste mercado.

- 2º. Control de GAS NATURAL da participación de ENDESA,

do 12%, no proxecto do gasoduto de Medgaz, cuxa entrada en funcionamento está prevista para 2009. Esta adquisición fortalecería o control de GAS NATURAL sobre os gasodutos de importación.

- 3º. Adquisición por parte de GAS NATURAL das

participacións de ENDESA nas plantas regasificadoras de Sagunto e Mugardos.

- 4º. Adquisición por parte de GAS NATURAL da

participación de ENDESA no capital e no consello de administración de ENAGAS.

Despois de avaliar diversas condicións propostas nos

informes preceptivos para superar estes efectos, o CM establece as primeiras cinco condicións. Destas soamente a cuarta - GAS NATURAL procederá á venda das participacións de ENDESA, S.A. nas sociedades SAGGAS S.A. e REGANOSA S.A.- ten relación concreta con Galicia, dada a localización en Mugardos da planta regasificadora de REGANOSA.

10.1.1. Condicións primeira e segunda.

Para superar os efectos 1º e 2º, relativos ao

aprovisionamento e transporte de gas, o CM considera que as condicións primeira e segunda -realización de dous programas de

- 189 -

liberación de gas- resultan adecuadas e proporcionadas. A condición primeira establece que GAS NATURAL terá que

desenvolver un programa de liberación de gas de preto de 2 bcm anuais, equivalentes ao aprovisionamento de ENDESA durante o exercicio 2005. Esta condición compensa o efecto da concentración derivado do solapamento horizontal das actividades das partes neste mercado.

Pola súa banda, a condición segunda determina que GAS NATURAL deberá liberar no mercado de gas o exceso anual que resulte do contrato SAGANE I sobre o subministro preciso para cubrir as necesidades de ENAGAS en canto á venda a tarifa. Esta condición complementa á anterior mediante un programa de asignación de cantidades mensuais de gas cun horizonte anual. Dito programa suporá a asignación de ata 1 bcm ao ano do exceso.

Esta condición, que ten en conta a vantaxe competitiva de GAS NATURAL derivada da súa participación na principal infraestrutura de importación e no contrato de aprovisionamento que ata o momento proporciona o menor custo da materia prima, trata de compensar a desaparición de ENDESA como competidor independente e favorecer a liquidez do mercado polo xunto de gas.

Xuntas, as condicións primeira e segunda, xeran a liberación de preto de 3 bcm de gas natural, o que representa arredor do 10% da demanda total de gas.

Segundo o Acordo do CM, a liberación de gas constitúe un mecanismo incluído en recentes decisións sobre operacións de concentración, e utilizado en España no pasado, que ten un efecto directo sobre a competencia nos mercados polo xunto de gas. Asemade constitúe un medio efectivo para limitar o poder de mercado de GAS NATURAL no aprovisionamento e para garantir

- 190 -

que o gas implicado se destinará efectivamente a aumentar a competencia no mercado español.

10.1.2. Condición cuarta31.

O CM considera a venda das participacións de ENDESA nas

regasificadoras de Sagunto e Mugardos como unha condición adecuada e proporcionada para superar o efecto terceiro. Trátase dunha condición estrutural que resolve o problema xerado pola concentración e que non ten, en principio, dificultades en canto a súa execución.

No que atinxe a Galicia, a venda da participación de ENDESA

na regasificadora REGANOSA é relevante a nivel industrial, tanto por ela mesma como por a súa vinculación co proxecto dos ciclos combinados das Pontes. Dúas cuestións xorden: (i) ¿que empresa(s) ou grupo(s) empresarial(is) tomará(n) a participación accionarial de ENDESA?, e (ii) se a empresa ou grupo empresarial que adquira a participación accionarial non ten relación co grupo propietario da central das Pontes, e suposto o funcionamento dos ciclos combinados na mesma, ¿se manterá o subministro de gas desde a planta de REGANOSA?

10.1.3. Condición quinta.

A condición quinta do acordo do CM vincúlase ao cuarto

efecto identificado. Esta condición dispón a venda por GAS NATURAL de calquera participación accionarial que exceda do 1% en ENAGAS, así como a súa saída do consello de administración. Esta condición permite rachar a integración vertical entre as actividades liberalizadas (aprovisionamento e comercialización) e a actividade regulamentada do transporte, ao tempo que elimina algúns dos riscos detectados nos informes.

31 A condición terceira establece o mecanismo e os prazos para a liberación.

- 191 -

10.2. Xeración eléctrica e integración vertical de gas e

electricidade. As condicións sexta, sétima e oitava do Acordo do CM

responden aos problemas potenciais detectados na xeración de electricidade e na integración vertical dos operadores que actúan nos sectores do gas e da electricidade. Estas condicións céntranse sobre todo no ámbito da desinversión en activos de xeración de electricidade por parte da empresa resultante.

O CM, a partir dos informes preceptivos, considera que os

principais efectos sobre a competencia son os seguintes:

5º. Reforzo da capacidade de xeración e, por tanto, do poder de mercado dun dos dous operadores pivotais do pool eléctrico –ENDESA-,como consecuencia da suma da capacidade instalada desta empresa e mais GAS NATURAL.

6º. A adición da potencia instalada de GAS NATURAL en centrais de ciclo combinado é especialmente relevante dado que esta tecnoloxía é especialmente flexible e, por tanto, con capacidade para influír nos prezos en determinados tramos horarios. ENDESA dispón dunha capacidade instalada de centrais de ciclo combinado de 1.200 MW, mentres que GAS NATURAL aporta sete centrais de ciclo combinado, funcionando o en probas, cunha capacidade equivalente a 2.800 MW. 7º. A adición das capacidades instaladas dos operadores participantes na operación pode levar a que a nova entidade teña o monopolio para a solución das restricións técnicas en determinadas zonas, en concreto, en Cataluña e Andalucía. 8º. A suma dos parques de ciclos combinados das empresas participantes na operación pode desincentivar a realización

- 192 -

dos proxectos que ambas tiñan en carteira, o que frearía o aumento de potencia nos vindeiros anos e facilitaría o exercicio de poder de mercado no pool nos momentos de demanda alta. 9º. A integración vertical reforzada de GAS NATURAL-ENDESA permitiralle aumentar os prezos do gas natural como input para a xeración e, en paralelo, aumentar os prezos do pool, aproveitando ademais a información sensible dos competidores aos que subministre gas.

10.2.1. Condición sexta e sétima.

No acordo do CM as condicións sexta e sétima tentan

eliminar os problemas anticompetitivos identificados nos efectos 5º, 6º, 7º e 8º.

A condición sexta do Acordo establece que GAS NATURAL

venderá centrais de xeración de electricidade cunha capacidade instalada en España peninsular equivalente a 4.300 MW de fontes de xeración retirables cun período útil de vida restante de cando menos 10 anos, que incluirán un mínimo de 400 MW tanto en Cataluña como en Andalucía. En particular, deberá vender centrais de ciclo combinado ou hidráulicas modulables cunha capacidade instalada equivalente a 1.200 MW.

A condición sétima prohibe a GAS NATURAL, durante un

prazo de dous anos a partir da execución da operación de concentración, comprar a terceiros, directa o indirectamente, centrais de xeración de ciclo combinado en funcionamento o en probas.

A condición sexta ten unha dimensión cuantitativa e outra

cualitativa. A primeira atinxe á capacidade a vender para evitar o reforzo da capacidade de xeración e, por tanto, de poder de mercado da nova empresa. A razón de que a potencia a vender

- 193 -

sexa superior á aportada por GAS NATURAL á operación é consecuencia de que esta non só ten efectos horizontais; tamén ten efectos restritivos potenciais derivados da integración gas-electricidade.

A dimensión cualitativa ten que ver coas tecnoloxías nas que

debe realizarse a desinversión. Neste sentido, o acordo identifica tres características das centrais que GAS NATURAL terá que vender.

Primeira, as centrais terán que ser de tecnoloxías retirables,

co fin de reducir o poder de mercado da entidade resultante no pool. Segundo os informes, estas tecnoloxías corresponden aos ciclos combinados de gas natural, hidráulica modulable, carbón, gas convencional e fuel-oil. Por isto, máis concretamente, a condición sexta impón a obriga de que no paquete de activos a vender se inclúa, cando menos, unha determinada capacidade en centrais de ciclo combinado ou hidráulica modulable (1.200 MW).

A obriga sobre centrais de ciclo combinado en

funcionamento deriva de dúas consideracións: (i) a adición das centrais en funcionamento de ENDESA ás que aporta GAS NATURAL, podería eliminar os incentivos desta última a seguir desenvolvendo os seus proxectos e, por tanto, podería resultar nun menor crecemento da potencia instalada, e (ii) o reforzo dos incentivos de GAS NATURAL a seguir promovendo e desenvolvendo centrais de ciclo combinado esixe que os activos vendidos sexan centrais en funcionamento o en probas, pero non proxectos.

Segunda, as centrais deberán ter cando menos dez anos de vida útil restante e estar instaladas na España peninsular. Isto é consecuencia de que a capacidade instalada extra-peninsular non se incorpora no pool e, polo tanto, non é relevante a efectos do poder de mercado dos operadores no mesmo.

Terceira, o paquete de desinversións deberá incluír cando

menos 400 MW en Cataluña e outros tantos en Andalucía, en

- 194 -

atención aos potenciais problemas derivados do solapamento en zonas en que GAS NATURAL e ENDESA son chamadas a resolver restricións técnicas.

En Galicia, as consecuencias da condición sexta son

basicamente dúas. A primeira ten que ver coa cantidade de potencia de centrais localizadas no seu territorio que se desinvertirá; a segunda, co grao no que a execución da operación desincentivará á nova entidade a continuar co desenvolvemento dos proxectos de centrais de ciclo combinado propostos por ENDESA para As Pontes.

No relativo á primeira cuestión, dado que GAS NATURAL

avanzou a desinversión na central térmica das Pontes, xurdiu certa incerteza sobre o desenvolvemento dos proxectos comprometidos por ENDESA. Non obstante, segundo os medios de comunicación, os compradores percibidos como máis probables xa anunciaron aos responsables da Xunta de Galicia a súa intención de mantelos.

Polo que respecta á segunda, tamén segundo os medios de

comunicación, existen garantías dos posibles compradores sobre o mantemento dos investimentos para por en funcionamento os ciclos combinados. Ademais de importante en si mesmo, este proxecto ten incidencia no da planta de regasificación REGANOSA.

10.2.2. Condición oitava.

Segundo os informes, a integración vertical reforzada de GAS NATURAL-ENDESA permitiralle aumentar os prezos do gas natural como input para a xeración e, en paralelo, aumentar os prezos do pool, aproveitando ademais a información sensible dos competidores aos que subministre gas.

Para evitar este efecto, a condición oitava do Acordo do CM

insta a GAS NATURAL a outorgar un dereito de rescisión unilateral, sen penalización, ás centrais de ciclo combinado clientes.

- 195 -

Entón, ante o novo escenario de dispoñibilidade de gas

liberado, os actuais clientes de GAS NATURAL poderán optimizar as súas decisións de subministro para as súas centrais de ciclo combinado. 10.3. Distribución e subministro polo miúdo de gas e

electricidade.

Na distribución e subministro polo miúdo de gas e de electricidade, os principais efectos anticompetitivos da operación identificados nos informes preceptivos da CNE e do TDC son os seguintes:

10º. As redes de gas e de electricidade de determinadas zonas de España (Andalucía, Aragón, Cataluña e Sur de Estremadura) quedan en mans dun único axente como consecuencia da operación. Isto podería reforzar os efectos da integración vertical xa existente en cada un dos mercados de gas e de electricidade. 11º. A posición das dúas empresas participantes na venda a prezo libre de gas e de electricidade reforzarase mediante a adición dos respectivos negocios.

As condicións novena a décimo cuarta do Acordo do CM

responden aos problemas potenciais de distribución e subministro polo miúdo de gas e electricidade, con actuacións sobre todo no ámbito da desinversión en activos por parte da empresa resultante. Destas condicións a novena e a undécima poden ter incidencia concreta na competencia en Galicia.

- 196 -

10.3.1. Condicións novena a undécima. Para dar solución aos potenciais efectos para a competencia

derivados do solapamento de redes de distribución, tanto no que atinxe á competencia referencial en actividades reguladas como á competencia efectiva no mercado liberalizado, o CM establece cinco condicións compensatorias dos mesmos.

A condición novena dispón que GAS NATURAL deberá vender

o seu negocio no mercado liberalizado de electricidade e o negocio de ENDESA no mercado liberalizado de gas, o que eliminará a adición de cotas derivada do solapamento horizontal.

A condición décima obriga a nova empresa a romper todos

os vínculos con competidores en comercialización, o que en todo caso implica a venda da súa participación accionarial, directa o indirecta, nos grupos NATURCORP e GASNALSA.

A condición undécima insta a GAS NATURAL a vender redes

de distribución de gas cun mínimo de 1.500.000 puntos de subministro. Esta desinversión excede do número de puntos aportado por ENDESA. A razón non é compensar un efecto horizontal de adición de redes, se non posibilitar a competencia referencial de GAS NATURAL, tendo en conta o carácter regulado e de monopolio natural desta actividade e os posibles efectos de conglomerado da operación.

Con esta desinversión, a participación de GAS NATURAL na

distribución redúcese a aproximadamente o 60% do total nacional. Ademais, permítese a entrada de, cando menos, dous operadores adicionais cun tamaño mínimo que impide que se realice unha venda fragmentada a compradores sen capacidade para aproveitar as economías de escala nin para servir de referencia fronte a GAS NATURAL.

Se ben as desinversións se deberán concretar nun plan de

- 197 -

actuacións, en todo caso terán que incluír os correspondentes activos e contratos, e se escindirán con redes de distribución completas.

10.3.2. Condicións décimo segunda e décimo terceira32.

Para evitar as posibles barreiras á entrada no mercado

liberalizado derivadas da posible coordinación ou actuación discriminatoria da empresa de distribución con respecto aos vendedores a prezo libre alleos ao seu grupo, así como o uso de información privilexiada para dificultar o cambio de subministrador, establécense as condicións décimo segunda e décimo terceira.

A condición décimo segunda obriga a GAS NATURAL a ceder a unha empresa ou entidade independente, que non realice actividades de comercialización, a información e os medios para que os clientes das súas redes de distribución nas zonas nas que se produce solapamento poidan realizar o cambio de subministrador. Esta condición ten como fin compensar os posibles efectos anticompetitivos derivados da dispoñibilidade de información privilexiada sobre os seus clientes.

A condición décimo terceira establece que GAS NATURAL deberá proceder á separación funcional das actividades reguladas e liberalizadas. En liña co disposto nas Directivas sobre normas comúns para o mercado interior do gas natural e da electricidade, as empresas distribuidoras de gas natural deberán poder adoptar decisións independentemente do grupo, en particular en relación cos activos necesarios para explotar, manter ou desenvolver a rede e co acceso dos vendedores a prezo libre á mesma. Para garantir a independencia na xestión, os membros do Consello de Administración das distribuidoras no poderán participar na

32 A condición décimo cuarta sinala que cando se fala de GAS NATURAL nas condicións establecidas polo CM faise referencia a GAS NATURAL SDG S.A. e todas as empresas controladas por ela.

- 198 -

estrutura de empresas enerxéticas integradas encargadas, directa ou indirectamente, da xestión das actividades non reguladas nos respectivos sectores.

A condición novena terá efectos marxinais en Galicia dado

que os negocios a desinvertir son marxinais na nosa comunidade. Pola súa parte, a condición undécima podería ter efectos

sobre a competencia en Galicia se a nova entidade decidira vender activos de distribución de gas da nosa comunidade. Tales efectos serían positivos para a competencia. 10.4. Requisitos dos compradores dos activos a desinvertir.

A identificación dos compradores potenciais dos activos a

desinvertir en Galicia derivados da operación GAS NATURAL–ENDESA é relevante dado que a: (i) condición cuarta insta á venda da participación accionarial de ENDESA en REGANOSA; (ii) condición sexta podería dar lugar á desinversión de activos de xeración eléctrica localizados na nosa Comunidade; (iii) condición novena insta á venda dos negocios do participante minoritario nos mercados liberalizados de gas e de electricidade; e (iv) condición undécima podería provocar a venda de redes de distribución na nosa comunidade.

A condición décimo sexta recolle os requisitos do comprador

dos activos, que son os xeralmente esixidos na práctica española e comunitaria. A fixación de tales requisitos ten como obxectivo, en esencia, que o comprador sexa un competidor efectivo da empresa resultante da concentración.

En determinados informes apuntouse á conveniencia de que

se exclúa a algún operador concreto -IBERDROLA- como posible comprador dos activos de xeración eléctrica ou que se establezan cotas máximas de xeración para o comprador potencial.

- 199 -

Segundo o Acordo do CM non resulta adecuado entrar neste

aspecto por canto a adquisición dos activos, ademais de estar sometida á autorización por parte do SDC prevista na condición décimo sexta, pode estar suxeita tamén ao control de concentracións por parte da xurisdición nacional ou da comunitaria. Esta consideración ten que ver co contrato subscrito entre GAS NATURAL e IBERDROLA que, dun xeito repetido, tense dito que non forma parte da operación de concentración obxecto do presente expediente.

Por outra banda, segundo o CM, o establecemento de cotas

máximas de mercado é un instrumento de carácter regulatorio que non se corresponde co control de concentracións e que podería resultar inconsistente co mesmo. 10.5. Conclusións.

As condicións impostas no Acordo do CM poderían inducir os

seguintes efectos:

1º. Posible creación dun novo operador eléctrico ou reforzo dos xa presentes cun parque relevante de tecnoloxías retirables. 2º. Impulso ao mercado de gas natural como consecuencia da execución dos programas de liberación, que proporcionarán este recurso aos operadores que queiran competir na comercialización nunha dobre vertente: garantindo un aprovisionamento estable de gas mediante as asignacións anuais e dando unha liquidez a máis curto prazo ao mercado mediante as mensuais. 3º. Creación ou reforzo de competidores de GAS NATURAL nos mercados do gas. En concreto, a venda de parte das actuais redes de distribución de GAS NATURAL facilita a

- 200 -

incorporación de, cando menos, dous operadores cun tamaño significativo nesta actividade, o que permitirá a competencia referencial que foi apuntada nos informes que obran no expediente e, xunto cos mecanismos dispostos para favorecer o cambio de subministrador, axudará a potenciar a competencia no mercado de prezo libre. 4º. Aumento do investimento en redes e infraestruturas e no desenvolvemento de novos produtos, que redundará nunha mellora dos servizos prestados aos consumidores.

É importante sinalar a importancia que para o seguimento da operación ten o contacto da Xunta de Galicia coa CNE e co SDC, xa que:

- A CNE ten a obriga de realizar o informe previo que avaliará a idoneidade do comprador proposto por GAS NATURAL -condición décimo sexta do Acordo do CM- e de realizar o informe previo sobre o plan de actuacións e prazos para a instrumentación das condicións contidas no mesmo -condición décimo novena-. - O SDC ten a obriga de avaliar a idoneidade do comprador proposto por GAS NATURAL e de aprobar o plan de actuacións e prazos para a instrumentación das condicións contidas no mesmo, podendo introducir nel as modificacións que considere oportunas para o adecuado cumprimento das condicións do Acordo.