¿Está siendo efectiva la liberalización?

En España, casi el 100% del gas se importa. Los precios de la materia prima y del transporte se determinan en los mercados internacionales y dependen del precio del petróleo. Esta componente upstream representa en torno al 80%-90% de la tarifa para consumidores industriales y eléctricos, y alrededor del 40% para consumidores domésticos e industriales conectados a la red de distribución. Las mejoras de eficiencia y los posibles ahorros de costes que la liberalización puede proporcionar tienen, por tanto, que proceder del segmento downstream, a través de una regulación efectiva del transporte y del desarrollo de competencia en comercialización, permitiendo que los consumidores finales se beneficien de dichos ahorros, a la vez que se mantiene una rentabilidad adecuada para incentivar las nuevas inversiones. ¿Qué ha logrado la liberalización hasta la fecha?

El marco regulatorio establecido por la Ley de Hidrocarburos no tuvo ningún impacto inmediato hasta las medidas regulatorias y estructurales del Real Decreto Ley 6/2000 y de sus desarrollos posteriores, en particular el RD 949/2001. Entre éstas cabe destacar la aceleración del proceso de apertura del mercado, por el cual todos los consumidores pueden elegir su suministrador en 2003; el anuncio de la segregación de Enagás, de Gas Natural SDG; el límite del 70% a la cantidad de gas que un solo grupo empresarial puede introducir anualmente en el mercado, y el programa de cesión del gas natural canalizado de Argelia.

El impacto de estas medidas ha sido positivo. Según la CNE, en el primer semestre de 2001 el mercado libre representaba el 36% del total, y los nuevos entrantes (Endesa, Shell, BP y Cepsa) abastecían alrededor del 25% del mismo. En la actualidad esta cuota es más elevada, dado que Iberdrola, Unión Fenosa e Hidrocantábrico también han empezado a comercializar gas a grandes clientes industriales. La entrada de las eléctricas en comercialización y regasificación pone de manifiesto la creciente convergencia entre gas y electricidad, a raíz de los planes de construcción de nuevas CCGT (14.400 MW en 2005, según previsiones de Enagás), y constituye actualmente el motor principal de la competencia en el mercado del gas.

Sin embargo, la estructura de mercado existente sigue dominada por Gas Natural SDG, que abastece el 75% del mercado libre, alrededor del 90% del mercado de distribución regulado, y es propietario de la casi totalidad de las infraestructuras. Queda, por tanto, un largo camino para establecer un mercado de gas competitivo y eficiente en España. En particular, en el corto plazo las autoridades se enfrentan a varios problemas pendientes, tanto de carácter regulatorio como estructural.

La regulación del sistema todavía no está plenamente definida. En primer lugar, en el contexto del sistema económico integrado establecido por el reciente RD 949/2001 es prioritario que se publiquen los valores de los nuevos peajes de acceso y tarifas finales. Estos valores deben reflejar, en la medida de lo posible, los costes subyacentes y enviar señales para el desarrollo y el uso eficiente de las infraestructuras. Las anunciadas tarifas de transporte postales son un paso atrás para estos objetivos y deberían tener un carácter meramente transitorio. Segundo, está pendiente de publicación un Código de Red que garantice a los usuarios un acceso en condiciones transparentes, objetivas y no-discriminatorias. En tercer lugar, la reforma del sistema de planificación de infraestructuras debe tener en cuenta no sólo las capacidades físicas de transporte e importación, sino que también debe fomentar la competencia mediante la diversificación de las fuentes de gas y de los suministradores, facilitando nuevos suministros de GNL y una mayor conexión por gasoducto con el resto de Europa.

En cuanto a las medidas estructurales, tras la venta del 65% de Enagás debe asegurarse que, bajo el nuevo accionariado, Enagás realmente opere como un gestor independiente de la red. Además, cuando en 2003 concluya el programa de cesión del gas de Argelia, se deberá evaluar si la duración y las cantidades cedidas han sido suficientes para fomentar la entrada de nuevos competidores. Finalmente, los usuarios del sistema se beneficiarían del desarrollo de mecanismos de mercado transparentes y eficientes. En la actualidad, el suministro se realiza a través de contratos de gas bilaterales, cuyos precios no son públicos. Es previsible que, a medida que el número de comercializadores aumente, se vaya desarrollando de forma gradual un mercado secundario de gas a corto plazo que quizá inicialmente sólo serviría para ajustar desbalances diarios. Por otra parte, el regulador deberá asegurar que a) el mercado secundario de gas evolucione hacia una estructura organizada con precios transparentes que puedan reflejar el balance entre demanda y oferta, y b) exista un mercado secundario de capacidad de transporte que proporcione la flexibilidad necesaria para que se materialicen los intercambios físicos de gas.

En conclusión, las medidas mencionadas favorecen que los precios del transporte y de la comercialización se determinen de forma eficiente, reflejando costes y no rentas de monopolio. Sólo así los consumidores se beneficiarán de los ahorros de costes que se realicen y, al mismo tiempo, la industria española será competitiva con respecto a otras empresas europeas.

Mónica Gandolfi y Fabrizio Hernández son consultores sénior en NERA.