Resolución SNC/DE/175/17 de Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, 14-05-2019
| Número de expediente | SNC/DE/175/17 |
| Fecha | 14 Mayo 2019 |
| Tipo de proceso | DE - competencia CNMC |
| Actividad Económica | Energía |
SNC/DE/175/17
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RESOLUCIÓN DEL PROCEDIMIENTO SANCIONADOR INCOADO A
NATURGY GENERACIÓN, S.L.U. (ANTERIORMENTE GAS NATURAL
FENOSA GENERACIÓN, S.L.) POR LA REALIZACIÓN DE OFERTAS
ANORMALES O DESPROPORCIONADAS PARA LA ALTERACIÓN DEL
DESPACHO DE GENERACIÓN.
SNC/DE/175/17
SALA DE SUPERVISIÓN REGULATORIA
PRESIDENTA
Dª. María Fernández Pérez
CONSEJEROS
D. Benigno Valdés Díaz
D. Mariano Bacigalupo Saggese
D. Bernardo Lorenzo Almendros
D. Xabier Ormaetxea Garai
SECRETARIO DE LA SALA
D. Miguel Sánchez Blanco, Vicesecretario del Consejo
En Madrid, a 14 de mayo de 2019
ANTECEDENTES DE HECHO
PRIMERO. Análisis de la programación en el mercado mayorista de
determinadas centrales de ciclo combinado durante el período de octubre
2016-enero 2017.
En el ejercicio de la labor de supervisión continua del mercado mayorista
eléctrico y a partir de la información contenida en las bases de datos de la CNMC,
con los datos procedentes del Operador del Mercado Ibérico-Polo Español S.A.
(OMIE) y del Operador del Sistema (Red Eléctrica de España S.A.), se detectó
en el funcionamiento del mercado peninsular mayorista al contado de energía
eléctrica, durante el periodo de octubre 2016-enero 2017, las siguientes
circunstancias:
A partir de octubre de 2016, el incremento de la demanda exterior (debido a las
indisponibilidades de las centrales nucleares francesas) y la reducción de la
aportación de energías renovables (como la eólica o la hidráulica) provocaron un
aumento continuado del precio del mercado diario. Ante estas circunstancias, la
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mayoría de las centrales de carbón y una buena parte de los ciclos combinados
fueron despachados en el mercado diario
1
.
Sin embargo, mientras que la mayoría de centrales de ciclo combinado que
funcionaban en este periodo fueron despachadas en mercado diario, las
centrales de ciclo combinado Besós 4, los grupos 1 y 2 de la central Puerto de
Barcelona, los grupos 1, 2 y 3 de Sagunto, la central de Málaga 1 y la central de
San Roque 1, todas ellas propiedad de Gas Natural Fenosa Generación, S.L.U.
(sociedad actualmente denominada Naturgy Generación, S.L.U.
2
), no resultaron
despachados, aun siendo de similares características a las anteriores.
Al analizar la programación de estas centrales diariamente y por segmentos de
mercado, se observó que estos grupos y centrales eran programados
habitualmente en el proceso de restricciones técnicas que lleva a cabo el
Operador del Sistema para garantizar la operación del sistema.
Según la información disponible en la CNMC, en las zonas en las que se
encuentran estas centrales de ciclo combinado (Cataluña, Levante Norte,
Andalucía Oriental y Campo de Gibraltar) existen problemas de seguridad de
suministro estructural en la zona, por lo que es necesaria la programación de
estas centrales para el control de tensión y la cobertura de la demanda.
Al no resultar despachadas estas centrales en el mercado diario, el operador del
sistema necesitó programar de forma sistemática a estos grupos y centrales en
el proceso de resolución de restricciones con el fin de poder garantizar la
seguridad del sistema.
Al resultar estas centrales despachadas en el proceso de resolución de
restricciones técnicas, tratándose este proceso de un mercado menos
competitivo que el mercado diario
3
, los ingresos que obtuvieron fueron
1
El mercado de electricidad en España, al igual que en otros países, se organiza en una
secuencia de mercados en los que generación y demanda intercambian energía para distintos
plazos.
Entre estos mercados, se encuentra el mercado diario. El mercado diario se celebra el día
anterior al de la entrega de la energía, y en él compradores y vendedores intercambian energía
para cada una de las horas del día siguiente.
Por otra parte, en el muy corto plazo (desde unas pocas horas hasta unos pocos minutos antes
de la generación y consumo) los generadores, y en algunos casos también la demanda, ofrecen
una serie de servicios al Sistema en varios mercados organizados por el Operador del Sistema
(REE). Estos servicios son necesarios para que la generación iguale exactamente a la demanda
en todo momento, manteniendo así al Sistema en equilibrio físico y con un nivel de seguridad y
calidad de suministro adecuado. Entre estos servicios, destaca el proceso de resolución de
restricciones técnicas, el cual permite resolver las congestiones ocasionadas por las limitaciones
de la red de transporte y distribución sobre la programación prevista para el día siguiente.
2
Escritura de cambio de denominación de fecha 12 de septiembre de 2018, la cual figura inscrita
en el Registro Mercantil de Madrid.
3
En los procesos de restricciones técnicas la competencia por el servicio es muy limitada debido
al carácter local de dichas restricciones. Adicionalmente, la liquidación del proceso de resolución
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superiores a los que consiguieron cuando resultaban despachadas en el
mercado diario.
Estas centrales consiguieron no resultar despachadas en el mercado diario en el
periodo de análisis, a pesar de tratarse de un periodo de precios elevados, al
presentar unas ofertas elevadas a ese mercado. Dado que no existía una
justificación para que esas centrales presentasen unas ofertas tan elevadas,
resultaba preciso recabar información sobre el precio del combustible que
utilizan estas centrales, esto es, del gas natural. Para ello, se consideró
necesario la apertura de un expediente informativo [---] para solicitar a los
principales operadores que actúan en el sistema gasista y eléctrico, el precio
asociado a los contratos de aprovisionamiento de gas natural en el mercado
internacional con destino a su entrega en España durante el periodo septiembre
2016 - febrero 2017, así como el precio de las operaciones de compra y venta
realizadas dentro del sistema gasista español (mercado OTC, Over the counter).
SEGUNDO. Requerimiento de información.
SEGUNDO.1 Primer requerimiento de información.
En el marco del expediente citado [---], seguido en esta Comisión con objeto de
supervisar el funcionamiento del mercado peninsular mayorista de electricidad y
gas en el periodo octubre 2016-febrero 2017, en ejercicio de la función
supervisora conforme a los artículos 5 y 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se
requirió mediante escrito del Director de Energía de 1 de febrero de 2017 a los
principales operadores que actúan en el sistema gasista y eléctrico la siguiente
información:
- Volúmenes mensuales y precios asociados a los contratos de
aprovisionamiento de gas natural en el mercado internacional con destino a
su entrega en España durante el periodo septiembre 2016 - febrero 2017, y
celebrados por cualquier empresa del grupo.
- Operaciones de compra y venta, realizadas dentro del sistema gasista en el
mercado de OTC durante el periodo septiembre 2016 - febrero 2017 por
cualquier empresa del grupo.
- Previsiones y consumos mensuales de balance de gas natural asociados al
periodo citado.
- Información sobre las desviaciones producidas entre las previsiones y el
consumo real.
Dicho requerimiento fue dirigido, en lo que interesa al presente procedimiento, a
Gas Natural SDG, S.A., grupo al que pertenece Gas Natural Fenosa Generación,
S.L (actualmente Naturgy Generación, S.L.U.), a fin de poder conocer las
de restricciones técnicas es un “pay-as-bid” (el precio que se recibe se corresponde con el
ofertado).
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condiciones de los aprovisionamientos de gas natural que realiza la matriz para
las centrales de generación del grupo empresarial.
SEGUNDO.2 Información remitida por Gas Natural SDG, S.A.
Mediante escrito de 17 de febrero de 2017 se recibió en la CNMC la contestación
de Gas Natural SDG, S.A al requerimiento de información enviado. En la
contestación remitida por esta empresa se expresa lo siguiente:
- La empresa indicó que la sociedad que concentra las operaciones logísticas
y la importación del gas en España es [CONFIDENCIAL].
- La empresa aportó información sobre los volúmenes y precios en relación
con la cartera de aprovisionamiento y con las transacciones realizadas dentro
del sistema español, para el periodo septiembre 2016 – enero 2017.
- La empresa aportó información sobre las desviaciones entre la previsión
inicial y el consumo real de gas, indicando las actuaciones llevadas a cabo
para resolver dichas desviaciones. Asimismo, se informó sobre la
cancelación de descargas de buques previstas, así como restricciones en el
suministro de los proveedores de gas.
[CONFIDENCIAL]
SEGUNDO.3 Nuevo requerimiento de información.
Mediante escrito de fecha 13 de marzo de 2017, el Director de Energía procedió
a realizar nueva petición de información a Gas Natural SDG, S.A, al entender
que parte de la información solicitada mediante el oficio del 1 de febrero había
sido aportada de manera incompleta, en particular, la referida a los contratos de
aprovisionamiento de gas y de suministro a ciclos combinados. Asimismo, se
solicitó información adicional en relación con el plazo de las transacciones de
OTC y en relación con los contratos de suministro con [CONFIDENCIAL] para
sus ciclos combinados.
SEGUNDO.4 Información remitida por Gas Natural SDG, S.A.
Con fecha 28 de marzo de 2017 se recibió en la CNMC la contestación de Gas
Natural SDG, S.A a este nuevo requerimiento de información.
En esta segunda contestación, la empresa aporta información individualizada
sobre las transacciones realizadas por Gas Natural Aprovisionamientos, SDG,
S.A con destino a España en el periodo considerado (en el primer envío,
únicamente se informaba de las transacciones realizadas por Gas Natural
Comercializadora -empresa que es suministrada a su vez por Gas Natural
Aprovisionamientos, SDG, S.A.-, reflejándose precios medios de transferencia
intragrupo).
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TERCERO. Incoación del expediente sancionador a Gas Natural Fenosa
Generación, S.L.U. (actualmente Naturgy Generación, S.L.U.)
Vistos estos antecedentes, y de conformidad con lo establecido en los artículos
63 y 64. 2 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, de Procedimiento Administrativo
Común de las Administraciones Públicas, y lo establecido en el artículo 76 de la
Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, el Director de Energía
acordó, con fecha 16 de noviembre de 2017, la incoación de expediente
sancionador contra la sociedad Gas Natural Fenosa Generación, S.L.U. en su
condición de titular de las centrales de ciclo combinado de Sagunto 1, 2, y 3, San
Roque 1, Málaga 1, Puerto de Barcelona 1 y 2, y Besós 4, como persona jurídica
presuntamente responsable de la infracción que en el mismo se especificaba, en
los siguientes términos:
“II.- Los hechos que motivan la incoación del presente procedimiento
radican en la presunta alteración del despacho de generación realizada
por GNFG [Gas Natural Fenosa Generación] al haber procedido en las
centrales indicadas a asignar valores de precio a las ofertas al mercado
diario de carácter anormal o desproporcionado. El objeto de estas ofertas
sería excluir a estas centrales de la programación en dicho mercado para
que se produjera en el marco del proceso de solución de restricciones
técnicas. Este comportamiento se produjo durante el período supervisado
en el informe indicado en los antecedentes, es decir, entre octubre de
2016 y enero de 2017. Estas ofertas habrían llegado a impedir la
programación de las indicadas centrales en el Programa Diario Base de
Funcionamiento durante varios días en este periodo, a pesar del contexto
generalizado de precios de mercado diario elevados que debería haber
conducido justo a la situación contraria.
En particular, la conducta imputada a GNFG es la asignación de precio
para las ofertas de las centrales de referencia a un precio que resulta
superior a sus costes marginales
4
, conducta que se habría mantenido,
durante el periodo octubre 2016 – enero 2017. Esta conducta se habría
ejecutado con pleno conocimiento por parte de la empresa de la alta
probabilidad de que estas centrales resultaran programadas por
restricciones técnicas en caso de no ser despachadas en el mercado
diario, al ser necesario habitualmente algún grupo térmico para la
seguridad del sistema eléctrico en las zonas donde estas centrales se
ubican, pudiendo obtener unos ingresos superiores a los que hubieran
obtenido derivados de su participación en el mercado diario.
Esta conducta dio lugar a que, en varios días del período comprendido
entre octubre de 2016 y enero de 2017 en los que las centrales se
encontraban disponibles, las ofertas no fueran casadas en el mercado
4
Entendiendo por coste marginal el mayor de los siguientes dos valores: el coste marginal de
producción y el coste de oportunidad (véase esta definición de coste marginal en Borenstein, S.,
“Understanding competitive pricing and market power in wholesale electricity markets”; The
Electricity Journal,13(6), 49-57; 2000).
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diario, produciéndose el resultado efectivo de una alteración indebida del
despacho de las unidades de generación.”
Este presunto comportamiento se precalificaba en el acuerdo de incoación como
una infracción grave establecida en el artículo 65.34 de la Ley 24/2013, de 26 de
diciembre, que tipifica «La presentación de ofertas con valores anormales o
desproporcionados con el objeto de alterar indebidamente el despacho de las
unidades de generación o la casación del mercado».
El acuerdo de incoación en el que se recogían las indicaciones previstas en el
artículo 64.2 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, fue notificado a la sociedad
interesada el 28 de noviembre de 2017, confiriendo a la misma un plazo de 15
días para formular alegaciones, aportar documentos o informaciones que
estimase convenientes, y en su caso, proponer prueba.
CUARTO. Solicitud de Gas Natural Fenosa Generación S.L.U. de
ampliación de plazo y vista del expediente (actualmente Naturgy
Generación, S.L.U.)
Mediante escrito de 5 de diciembre de 2017, Gas Natural Fenosa Generación
solicitó, al amparo del artículo 32 de la Ley 39/2015, la ampliación del plazo
conferido para alegaciones (hasta el máximo que prevé la Ley citada) y la vista
del expediente administrativo. Ambas peticiones le fueron concedidas mediante
acuerdo de 11 de diciembre de 2017, ampliándose el plazo hasta el 4 de enero
de 2018 y poniendo a su disposición el expediente por vía telemática.
QUINTO. Solicitud de Gas Natural Fenosa Generación S.L.U. de
incorporación de información al expediente (actualmente Naturgy
Generación, S.L.U.)
Con fecha 13 de diciembre de 2017 tuvo entrada escrito de la misma fecha de
Gas Natural Fenosa Generación, por el que solicita, con suspensión del plazo
para presentar alegaciones, “se acuerde la incorporación al expediente de la
totalidad de informes o documentos que hayan servido de base para la adopción
del acuerdo de incoación del expediente sancionador y en su caso sustentarán
la resolución definitiva del mismo.”
El 21 de diciembre de 2017, el Director de Energía contestó a dicha solicitud
desestimando la petición de incorporación al expediente de lo solicitado, por no
existir en ese momento más documentación que debiera obrar en el expediente
administrativo.
SEXTO. Escrito de alegaciones de Gas Natural Fenosa Generación
(actualmente Naturgy Generación, S.L.U.)
Con fecha 29 de diciembre de 2017, tuvo entrada en el registro de la CNMC
escrito de Gas Natural Fenosa Generación, por el que formula alegaciones al
acuerdo de incoación, las cuales, en síntesis, son las siguientes.
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Como alegación primera manifiesta la situación de indefensión con la que Gas
Natural Fenosa Generación tiene que enfrentarse a este expediente
sancionador. En relación con ello cita el desconocimiento del alcance de la
investigación llevada a cabo por la CNMC y de su resultado, así como la
espontaneidad de la incoación del expediente tras un año de investigación sin
mayor carga probatoria que la incorporación al expediente de la contestación
formulada por Gas Natural Fenosa Generación a los requerimientos, sin que
conste valoración de la CNMC sobre dicha contestación y sin formular juicio de
relación entre lo revelado por Gas Natural Fenosa Generación y el tipo
sancionador.
Por ello, afirma que se desconoce la conducta merecedora de sanción, la fechas
de la misma y con base en qué elementos la CNMC considera que hay indicios
de que Gas Natural Fenosa Generación ha incurrido en dicha conducta que
integra el tipo descrito en el artículo 65.34 de la Ley 24/2013 que justifica la
apertura del expediente sancionador.
Como alegación segunda, afirma que los hechos a los que se refiere el acuerdo
de incoación no tienen encaje en el tipo aplicado, el descrito en el art. 65.34 de
la Ley 24/2013, ya que “No ha presentado ofertas con valores anormales o
desproporcionados, ni ha actuado con la intención de alterar indebidamente el
despacho de sus unidades de generación o la casación en el mercado, por lo
que su conducta no tiene encaje en el tipo sancionador descrito en el art. 65.34.
LSE”. Por ello indica que la imposición de sanción supondría la conculcación del
principio de tipicidad amparado por el artículo 25.1 de la Constitución Española
y pide el archivo del expediente sancionador.
Como alegación tercera, afirma no poder ejercer su derecho de defensa
mediante el trámite de alegaciones al desconocer el alcance de la infracción
cometida. Además, basándose en la presunción de inocencia, al no realizarse
una imputación formal identificando la conducta constitutiva de infracción, afirma
que Gas Natural Fenosa Generación no está en disposición de proponer la
práctica de medios de prueba que acrediten que no ha cometido los hechos que
se le imputan.
Como alegación cuarta, afirma que, con base en la presunción de inocencia, es
responsabilidad de la Administración la incorporación en el expediente de los
medios probatorios en que se base la imputación y que “las pruebas que obran
en el expediente sancionador no son suficientes, ni siquiera permiten apreciar de
forma indiciaria la comisión por esta parte de la conducta descrita en el art. 65.34
LSE y por tanto no es capaz de destruir la presunción de inocencia.” Por no
poderse concretar los valores desproporcionados de las ofertas, cuándo se
produjeron y con base en qué criterios se ha considerado, pide el archivo del
expediente.
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Concluye el escrito solicitando el archivo de todo lo actuado por considerar los
hechos como no constitutivos de infracción administrativa, infringiéndose en
caso contrario los principios de tipicidad y presunción de inocencia.
SÉPTIMO. Solicitud de condición de interesado de [ORGANIZACIÓN DE
CONUSMIDORES].
Con fecha 11 de enero de 2018, [ORGANIZACIÓN CONSUMIDORES] solicitó a
la CNMC que se le otorgase la condición de interesado en el presente
expediente, a efectos de tener acceso al mismo, así como la posibilidad de
formular alegaciones y proponer pruebas.
Dicha solicitud fue denegada mediante acuerdo del instructor de 21 de
noviembre de 2018 que fue puesto a disposición de [ORGANIZACIÓN
CONSUMIDORES] el día 3 de diciembre de 2018, sin que la misma conste leída
por la entidad en el plazo de diez días naturales previsto en la Ley 39/2015.
OCTAVO. Otros actos de instrucción
Mediante diligencia de fecha de 4 de septiembre de 2018 se incorporó al
expediente administrativo información relativa a las ofertas presentadas al
mercado diario por Besós 4, los grupos 1 y 2 de la central Puerto de Barcelona,
los grupos 1, 2, y 3 de la central de Sagunto, la central Málaga 1 y la central de
San Roque 1, y por otras de similares características durante el período octubre
2016-enero 2017. En concreto, se trataba de hoja Excel descriptiva de las ofertas
presentadas por las centrales de ciclo combinado citadas anteriormente junto
con las de aquellas centrales que, por sus condiciones de contratación del
combustible, resultan comparables. Este documento es de elaboración propia de
la CNMC, a partir de los datos que, en ejercicio de sus funciones de supervisión,
le son remitidos diariamente por el Operador del Mercado y por el Operador del
Sistema, y que resultan publicados por dichos operadores, una vez transcurridos
90 días desde la casación.
Mediante diligencia de fecha de 10 de septiembre de 2018 se incorporó al
expediente administrativo información relativa a la programación en el Programa
Diario Base de Funcionamiento (PDBF, que incluye la programación en el
mercado diario y la energía despachada a través de contratos bilaterales) de las
centrales de ciclo combinado durante el periodo octubre 2016 — enero 2017. En
concreto, se incorpora hoja Excel descriptiva de la energía programada por las
centrales de ciclo combinado en el PDBF durante todos los días del periodo
octubre 2016 — enero 2017, sin tener en cuenta las tres primeras horas de cada
día
5
. Este documento es de elaboración propia de la CNMC, a partir de los datos
que, en ejercicio de sus funciones de supervisión, le son remitidos diariamente
5
Conforme a las Reglas de funcionamiento del Mercado, las tres primeras horas están asociadas
al programa del día anterior, teniendo prioridad de despacho en el mercado diario para tratar
rampas de parada.
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por OMIE y por REE, y que resultan publicados por dichos operadores, una vez
transcurridos 90 días desde la casación.
Mediante diligencia de fecha de 19 de septiembre de 2018 se incorporó al
expediente administrativo información relativa a los costes marginales estimados
de estas centrales y a los ingresos que habría podido obtener en el mercado
diario cada una de ellas en el periodo octubre 2016 — enero 2017. En concreto,
se incorporó hoja Excel en la que se contenía información sobre:
- Ingresos medios procedentes del mercado diario de los ciclos combinados
despachados en este mercado.
- Funcionamiento en PDBF de los grupos y centrales de ciclo combinado
de Besós 4, Puerto de Barcelona 1 y 2, Sagunto 1, 2 y 3, Málaga 1, y San
Roque 1.
- Costes marginales estimados, para los grupos y centrales de ciclo
combinado Besós 4, Puerto de Barcelona 1 y 2, Sagunto 1, 2 y 3, Málaga
1, y San Roque 1, a partir de las referencias de precios de gas
internacionales teniendo en cuenta la contratación de peajes de gas a
largo y a corto plazo para el periodo octubre 2016 - enero 2017.
Mediante diligencia de fecha de 7 de noviembre de 2018 se incorporó al
expediente administrativo información relativa a la recurrente participación de las
centrales citadas en el proceso de restricciones técnicas en la zona donde se
sitúan estas centrales para el periodo octubre 2016 - enero 2017. En concreto,
se incorporó hoja Excel descriptiva del número de días que se ha requerido el
proceso de restricciones técnicas por el Operador del Sistema en la zona de
Cataluña, Levante Norte, Andalucía Oriental y Campo de Gibraltar, así como el
porcentaje de días que las centrales han sido despachadas por restricciones
técnicas sobre el total de días que han estado disponibles y no han sido
despachadas en el mercado diario. Este documento es de elaboración propia de
la CNMC, utilizando datos del Operador del Sistema.
Mediante diligencia de fecha de 14 de noviembre de 2018 se incorporó al
expediente administrativo información relativa a los ingresos obtenidos por Gas
Natural Fenosa Generación. En concreto, se incorporó hoja Excel que muestra
la diferencia entre los ingresos percibidos en el proceso de resolución de
restricciones técnicas y los ingresos que habrían obtenido cada una de estas
centrales si hubieran resultado despachadas en el PDBF, para el periodo octubre
2016 — enero 2017, en los días en los que los costes estimados para cada una
de las centrales resultan inferiores a los ingresos que podría haber obtenido en
el mercado diario. Este documento es de elaboración propia de la CNMC, a partir
de datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema.
Mediante diligencia de fecha de 27 de noviembre de 2018 se incorporó al
expediente administrativo información relativa a las transacciones con entrega
en España que realizó el grupo GAS NATURAL FENOSA (actualmente, Naturgy)
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en el mercado de gas, así como el resto operadores durante el periodo octubre
2016- enero 2017. En concreto, se incorporaron gráficos con la información
aportada por las empresas comercializadoras en el marco del expediente de
supervisión [---] sobre aprovisionamientos de gas con entrega en España y
transacciones en el mercado spot.
Finalmente, mediante diligencia de 20 de diciembre de 2018 se incorporó al
expediente información relativa al importe neto anual de la cifra de negocios de
Naturgy Generación, S.L.U. (anteriormente, Gas Natural Fenosa Generación,
S.L.U.) y, en concreto, nota simple informativa del Registro Mercantil de Madrid
relativo al depósito de cuentas anuales de esta empresa en el que se indica que
el importe neto anual de la cifra de negocios de dicha sociedad en el ejercicio
2017, último disponible al cierre de instrucción del procedimiento, es de
1.926.436 miles de euros.
NOVENO. Propuesta de resolución.
El 4 de marzo de 2019 el Director de Energía de la CNMC formuló propuesta de
resolución del procedimiento sancionador incoado. Por medio de este acto, el
Director propuso adoptar la siguiente resolución:
“Vistos los razonamientos anteriores, el Director de Energía de la Comisión
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ACUERDA PROPONER
A la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados
y la Competencia, como órgano competente para resolver el presente
procedimiento sancionador, que:
PRIMERO. Declare que Naturgy Generación, S.L. (anteriormente, Gas Natural
Fenosa Generación, S.L.) es responsable de la comisión de ocho infracciones
graves, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 65.34 de la Ley 24/2013,
de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, como consecuencia de las ofertas
realizadas al mercado diario por las siguientes unidades de generación: Besós
4, Puerto de Barcelona 1 y 2, Sagunto 1, 2, y 3, Málaga 1y San Roque 1 en el
período comprendido entre octubre de 2016 y enero de 2017.
SEGUNDO. Imponga, a la citada sociedad las siguientes sanciones:
-de 4.200.000 euros por la infracción cometida por las ofertas del grupo Besós
4.
-de 3.000.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Puerto de Barcelona 1.
- de 900.000 de euros por la infracción cometida en relación con las ofertas
del grupo Puerto de Barcelona 2.
- de 400.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Sagunto 1.
-de 3.900.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Sagunto 2.
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-de 2.100.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Sagunto 3.
-de 4.900.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Málaga 1.
-y 2.600.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo San Roque 1.”
La propuesta de resolución fue notificada a Naturgy Generación el 4 de maro de
2019, confiriendo quince días hábiles para formular alegaciones y presentar los
documentos e informaciones que considere pertinentes.
DÉCIMO. Alegaciones de Naturgy Generación S.L.U. a la propuesta de
resolución (anteriormente, Gas Natural Fenosa Generación, S.L.U)
El 7 de marzo de 2019, Naturgy Generación solicitó una ampliación del plazo de
alegaciones conferido. Dicha ampliación le fue conferida el 11 de marzo de 2019.
Asimismo, se remitió a Naturgy Generación el expediente completo tramitado.
El 13 de marzo de 2019, Naturgy Generación solicitó acceso a la totalidad de la
documentación del expediente de supervisión [---], con suspensión del plazo
para formular alegaciones. Mediante escrito de 18 de marzo de 2019, notificado
a Naturgy Generación el 19 de marzo de 2019, se informó a Naturgy Generación
que la información obrante en el expediente de supervisión [---] que se refiere a
otras empresas (diferentes de la empresa imputada), es confidencial para
Naturgy Generación; no obstante, se dio traslado a Naturgy Generación de la
información presentada por las otras empresas en el marco dicho expediente,
sin mencionar la identidad de la empresa de que se trataba, y eliminando
aspectos puntuales particularmente sensibles para los intereses de esas otras
empresas.
El 1 de abril de 2019 Naturgy Generación presentó alegaciones a la propuesta
de resolución. A las mismas adjunta un informe elaborado por la consultora
[CONSULTORA]. Posteriormente, con fecha 9 de abril de 2019 presenta de
nuevo el citado escrito de alegaciones en una versión de mayor resolución para
mejor análisis.
Por medio de sus alegaciones, Naturgy Generación solicita que se acuerde la no
imposición de sanción alguna, y solicita, asimismo, la práctica de prueba
(consistente en la documentación que sustentaría las conclusiones de la
propuesta de resolución y la documentación íntegra del expediente de
supervisión [---], y la celebración de una vista para la ratificación de los autores
del informe de la consultora aportado).
UNDÉCIMO. Elevación del expediente.
Mediante escrito de 9 de abril de 2019 el Director de Energía de la CNMC remitió
a la Secretaría del Consejo de la CNMC la propuesta de resolución junto con las
alegaciones presentadas por Naturgy Generación con relación a la misma y el
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resto de documentos que conforman el expediente administrativo, para su
elevación a la Sala de Supervisión Regulatoria.
DUODÉCIMO. Desestimación de la solicitud de prueba.
El 30 de abril de 2019, mediante Acuerdo de la Sala de Supervisión Regulatoria
se desestimó la solicitud de práctica de prueba al considerar que la información
aportada es suficiente para resolver.
DECIMOTERCERO. Informe de la Sala de Competencia.
En cumplimiento de lo establecido en el artículo 21.2 de la Ley 3/2013, de 4 de
junio, de creación de la CNMC, y de lo establecido en el artículo 14.2.b) del
Estatuto Orgánico de la CNMC (aprobado por el Real Decreto 657/2013, de 30
de agosto), la Sala de Competencia de esta Comisión emitió informe sobre el
presente procedimiento sancionador.
HECHOS PROBADOS
De acuerdo con la información incorporada durante la instrucción del
procedimiento administrativo, se consideran HECHOS PROBADOS de este
procedimiento los siguientes:
PRIMERO. El precio de las ofertas de las centrales de ciclo combinado de
Besós 4, Puerto de Barcelona 1 y 2, Sagunto 1, 2 y 3, Málaga 1 y San Roque
1, de la sociedad Naturgy Generación
6
, ha sido superior al precio de las
ofertas presentadas en el mismo mercado, por centrales de ciclo
combinado de similares características y costes marginales,
pertenecientes a otras sociedades, durante varios días en el periodo de
octubre 2016- enero 2017.
Las ofertas presentadas por las centrales térmicas de Besós 4, Puerto de
Barcelona 1 y 2, Sagunto 1, 2 y 3, Málaga 1 y San Roque 1 de Naturgy
Generación durante gran parte del periodo octubre 2016- enero 2017 se situaron
entre las más altas de las presentadas por el resto de titulares de aquellos ciclos
combinados que cuentan con similares características de contratación, según se
desprende de la información del Operador del Mercado y del Operador del
Sistema incorporada mediante diligencia de ordenación de 4 de septiembre de
2018 (folios 250 a 252 del expediente administrativo).
6
Para esta cita y sucesivas, sociedad anteriormente denominada anteriormente, Gas Natural
Fenosa Generación, S.L.U. Véase nota al pie 2 anterior.
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Empleando dicha información, en cada uno de los gráficos que se muestran a
continuación se recogen las ofertas
7
de cada una de las centrales de Naturgy
Generación objeto de este procedimiento, comparadas con el resto de ciclos
combinados de similares características y costes, para aquellos periodos en los
que resultan comparables
8
. Como puede apreciarse, si bien las ofertas de las
centrales de Naturgy Generación son diferentes entre ellas, se detectan una
serie de días, en cada una de las centrales analizadas, que presentan precios
significativamente superiores a las de otras empresas (días señalados en los
gráficos con un círculo negro). Estas ofertas se registran especialmente durante
los meses de octubre y noviembre de 2016 y, en un segundo momento, a partir
del 10 de enero de 2017:
Gráfico 1. Ofertas de Besós 4 frente a las de otras centrales de ciclo combinado de
similares características:
Fuente: CNMC, basada en datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 250 a 252
del expediente administrativo).
7
Se consideran como ofertas para los bloques supramarginales su oferta simple, y para los
bloques inframarginales, su oferta simple salvo que la condición de ingresos mínimos de las
ofertas complejas aplicados sobre estos bloques resulte más restrictiva.
Se han excluido de la comparativa los grupos que son objeto de otro expediente sancionador
(SNC/DE/174/17).
8
Se muestran las ofertas para los periodos en los que cuentan con similares características de
contratación.
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Gráfico 2. Ofertas de Puerto de Barcelona 1 y 2 frente a las de otras centrales de ciclo
combinado de similares características:
Nota: Dado que el tipo de peaje de gas contratado por la central Puerto de Barcelona implica que uno de
los grupos pueda reflejar en sus ofertas un coste más bajo que el otro, la l ínea de puntos rojos representa
el valor mínimo de las ofertas de Puerto de Barcelona 1 y Puerto de Barcelona 2, esto es, el del grupo que
oferta más bajo.
Fuente: CNMC, basada en datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 250 a 252
del expediente administrativo).
Gráfico 3. Ofertas de Sagunto 1, 2 y 3 frente a las de otras centrales de ciclo combinado
de similares características:
Nota: La l ínea de puntos rojos representa el valor más bajo de las ofertas en cada día de Sagunto 1, de
Sagunto 2 y de Sagunto 3, dado que el tipo de peaje de gas contratado por la central de Sag unto implica
que uno de los grupos pueda reflejar en sus ofertas un coste más bajo que el otro.
Fuente: CNMC, basada en datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 250 a 252
del expediente administrativo).
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Gráfico 4. Ofertas de Málaga 1 frente a las de otras centrales de ciclo combinado de
similares características:
Fuente: CNMC, basada en datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 250 a 252
del expediente administrativo).
Gráfico 5. Ofertas de San Roque 1 frente a las de otras centrales de ciclo combinado de
similares características:
Fuente: CNMC, basada en datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 250 a 252
del expediente administrativo).
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SEGUNDO. El coste marginal de Naturgy Generación ha sido similar, o
incluso inferior, al del resto de empresas titulares de ciclos combinados
durante el periodo de octubre 2016-enero 2017.
En el marco del expediente de supervisión [---], tramitado con anterioridad a este
expediente sancionador (ver apartado primero de los antecedentes de esta
resolución), se constató que el coste marginal de los ciclos combinados de
Naturgy Generación era similar o incluso inferior a los del resto de titulares de
este tipo de centrales de generación.
En el mercado diario, los generadores realizan sus ofertas a sus costes
marginales, entendiendo como coste marginal el mayor de los siguientes dos
valores: el coste marginal de producción y el coste de oportunidad, pudiendo
coincidir ambos valores en un momento determinado.
El coste marginal de producción se define como el coste que asume una central
por cada unidad adicional de producción. El coste de oportunidad de un ciclo
combinado en un momento determinado se define como aquellos ingresos que
se podrían conseguir dedicando la energía o el combustible necesario para
producirla a un uso alternativo; en particular, serían sus costes de oportunidad
aquellos ingresos que se derivarían de la venta de su combustible si existiera un
mercado líquido y accesible para el mismo.
Durante el periodo de análisis, los titulares de ciclos combinados se vieron
afectados por fuertes desajustes de la demanda de gas con respecto a su
planificación, motivados por la ola de frío registrada en esos meses, por unas
condiciones de reducida hidraulicidad y eolicidad, así como por la parada
imprevista de reactores nucleares en Francia. Esto, unido a la cancelación y
retrasos de varias entregas de gas desde Argelia y de otros suministradores,
provocó que los operadores tuvieran que recurrir a aprovisionar gas adicional
para sus balances al mercado internacional y nacional.
Los titulares de ciclos combinados suelen tener firmados contratos de suministro
de gas de largo plazo. En el corto plazo, los operadores tienen la posibilidad de
aprovisionar gas acudiendo a los mercados internacionales o al propio sistema
de gas español, en los mercados spot. En el sistema español, los agentes
pueden realizar compraventas pactando las condiciones de manera bilateral en
el denominado mercado OTC (siglas del inglés Over the Counter) o a través de
productos estandarizados en el mercado organizado de gas ibérico (MIBGAS)
9
.
9
De acuerdo con el Informe sobre el funcionamiento del mercado mayorista de gas en 2017
y recomendaciones para el incremento de la liquidez, la transparencia y el nivel de
competencia del mercado organizado (MIBGAS), (INF/DE/142/18), aprobado por la Sala de
Supervisión Regulatoria el 3 de octubre de 2018: En España la mayoría del comercio de gas se
negocia mediante transacciones bilaterales (mercado OTC), con un grado de estandarización
bastante bajo y sin transparencia en los precios negociados.
En el año 2017, el volumen total negociado en transacciones OTC asciende a un total de 515,77
TWh, lo que supone un 147% de la demanda en dicho periodo. El número de transacciones
realizadas ha aumentado en un 42,2%, pasando de 124.318 operaciones en el año 2016, a
176.753 operaciones en el año 2017, lo que supone una media de unas 14.700 transacciones al
mes, con 82 comercializadores activos en este mercado (compradores).
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En este contexto, y de acuerdo con la información aportada por el propio grupo
Gas Natural Fenosa en el expediente citado, la empresa adquirió a mediados de
enero un buque con destino España para su descarga a final de enero a un precio
de [CONFIDENCIAL]. En fechas similares, también adquirió tres buques con
destino España durante el mes de febrero con precios comprendidos entre
[CONFIDENCIAL] y [CONFIDENCIAL].
Igualmente, afectados por esta misma situación, el resto de titulares de ciclos
combinados agotaron las reservas operativas disponibles y tuvieron que acudir
al mercado de gas natural y de gas natural licuado para garantizar el suministro
de gas a clientes finales y a sus centrales.
Por tanto, en esta situación, tanto Gas Natural Fenosa como la mayor parte de
los operadores de gas se situaban cortos de gas, por lo que su coste marginal
era el coste marginal de adquisición de gas en el corto plazo en un mercado
accesible y líquido.
Así, con base en la información aportada por los principales operadores de gas
y por los titulares de ciclos combinados en el expediente de supervisión [---], se
puede determinar cuál fue el coste marginal de adquisición de gas en el corto
plazo de los principales operadores de gas, mostrándose las transacciones de
corto plazo que se realizaron de aprovisionamientos y las transacciones en el
sistema español durante el periodo de análisis. En el gráfico que se muestra a
continuación se recogen las transacciones de aprovisionamiento de gas natural
en el mercado internacional y las operaciones realizadas dentro del sistema,
durante el periodo de análisis, para entregas en el propio mes, mes siguiente o
dos meses siguientes; las transacciones realizadas por el grupo Gas Natural
Fenosa se muestran en tonos rojos mientras que las del resto de los agentes se
muestra en tonos grises [Identificación de las transacciones de Naturgy:
CONFIDENCIAL], representando el tamaño de los círculos el volumen de la
transacción. Como puede apreciarse, las transacciones del resto de operadores
registraron precios similares o incluso superiores a los de las transacciones
realizadas por el grupo Gas Natural Fenosa:
En paralelo a este mercado OTC, desde diciembre de 2015, el mercado español dispone también
de un mercado organizado, MIBGAS, que permite realizar transacciones de forma anónima, y
proporciona, además, transparencia en el nivel de precios del mercado. A fecha de 31 de
diciembre de 2017 en el mercado MIBGAS había 65 agentes registrados (+21 respecto de 2016),
de los cuales 63 son empresas comercializadoras, además de Enagas Transporte y Enagas
GTS.
El volumen total negociado en MIBGAS en el año 2017 asciende a un total de 13.376 GWh, lo
que representa un 3,8% de la demanda final de gas en dicho periodo y supone un aumento del
104% respecto de lo negociado en el año 2016.
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Gráfico 6. Precio y volumen de las transacciones en el mercado spot
(aprovisionamientos + sistema español) realizadas durante septiembre 2016 -febrero
2017, declarado por las comercializadoras de gas frente al precio de las transacciones
del grupo Gas Natural Fenosa, con entrega en el propio mes, en el siguiente o en los dos
meses siguientes
Fuente: Información aportada por las comercializadoras en el marco del expediente [---] (fo lios 1 a 206,
folios 296 a 299, folio 479, y folios 481 a 492).
Nota 1: El tamaño de los círculos representa el volumen relativo de compras o ventas de la transacción.
Nota 2: Las operaciones asociadas a Gas Natural Comercializadora mostradas en el gráfico recogen el
precio medio declarado por la empresa correspondiente a las operaciones en el mercado spot y l as
derivadas de contratos de largo plazo en el periodo. Las operaciones de Gas Natural Aprovisionamientos
corresponden únicamente a transacciones realizadas en el mercado spot en el periodo.
[Identificación de las transacciones de Gas Natural: CONFIDENCIAL]
En el gráfico anterior, incorporado al expediente administrativo por diligencia de
ordenación del 27 de noviembre de 2018 (folio 298), se muestran únicamente las
transacciones de aprovisionamiento en el mercado spot y las operaciones
realizadas en el sistema español, con periodo de entrega mensual o superior,
dado que es éste horizonte el único que contaba con suficiente liquidez en el
invierno de 2016/17 para poder abastecer la demanda de los ciclos combinados
de Naturgy Generación. Por el contrario, las operaciones realizadas a más corto
plazo en el sistema español – operaciones con entrega en el propio día, en el
día siguiente o en la semana-, que si bien registran precios superiores a los de
horizonte mensual, se utilizaba principalmente en estas fechas como un mercado
de ajuste para cubrir desbalances, y por su escasa liquidez no podía
considerarse como el principal mercado de aprovisionamiento para la demanda
de gas de los ciclos combinados
10
. En cualquier caso, como puede apreciarse
10
En el cuarto trimestre de 2016, el volumen negociado en el MIBGAS por sesión fue, en
promedio, de 35 GWh/día (de los cuales, aproximadamente 1/3 corresponden a las compras del
Gestor Técnico del Sistema), mientras que el consumo diario de gas en los ciclos combinados
en el mismo trimestre, fue, en promedio, de 238 GWh/día.
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en el gráfico siguiente (incorporado por la misma diligencia de ordenación antes
mencionada, folio 299), también en este horizonte los precios de las
transacciones del grupo Gas Natural Fenosa fueron similares a los del resto de
sus competidores.
Gráfico 7. Precio y volumen de las transacciones en el mercado spot
(aprovisionamientos + transacciones en sistema español) realizadas durante septiembre
2016-febrero 2017, declarado por las comercializadoras de gas frente al precio de las
transacciones del grupo Gas Natural Fenosa, con entrega en el propio día, en el día
siguiente o en la semana
Fuente: Información aportada por las comercializadoras en el marco del expediente [---] (fo lios 1 a 206,
folios 296 a 299, folio 479, y folios 481 a 492).
Nota 1: El tamaño de los círculos representa el volumen de compras o ventas de la transacción.
[Identificación de las transacciones de Naturgy: CONFIDENCIAL]
Otro hecho que constata que Naturgy Generación tenía al menos el mismo coste
marginal que el resto de operadores, es que los precios de las transacciones
realizados por el grupo Gas Natural Fenosa se encuentran en el entorno o por
debajo de los precios mostrados por fuentes de información públicas e
internacionales reconocidas, que proporcionan datos en términos medios de las
transacciones de compra venta de gas natural realizadas por los traders en los
mercados supra-nacionales. [CONFIDENCIAL].
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Gráfico 8. Precio de las transacciones de corto plazo realizadas durante septiembre
2016-febrero 2017 por el grupo Gas Natural Fenosa junto con una referencia pública
sobre las negociaciones realizadas por traders en el periodo con entrega en M+1
[CONFIDENCIAL]
Por otra parte, cabe señalar que una serie de centrales de Naturgy Generación
-[CONFIDENCIAL]- contaban además durante el periodo de análisis con un
contrato de suministro base con [CONFIDENCIAL].
Los precios del contrato de suministro de Naturgy Generación con
[CONFIDENCIAL] se situaban en el entorno de los [CONFIDENCIAL] €/MWh en
enero de 2017, mientras que las transacciones que se estaban realizando en ese
momento en el mercado de gas se situaban en el entorno de los
[CONFIDENCIAL] €/MWh. Es decir, [CONFIDENCIAL]. Adicionalmente, este
gas no podía ser vendido a otros operadores, [CONFIDENCIAL]. Por tanto, aun
teniendo en cuenta que el volumen máximo del contrato pudiera no alcanzar a la
totalidad del consumo de las centrales y [CONFIDENCIAL] -hecho que ocurrió
durante el periodo de análisis, pero para un volumen de gas reducido, como se
ha indicado-, el coste marginal de funcionar con estas centrales para esta
empresa debería ser inferior al del resto de empresas titulares de ciclos
combinados.
De todo lo anterior, cabe concluir que los costes marginales de Gas Natural
Fenosa deberían ser, al menos, no superiores a los del resto de empresas
titulares de ciclos combinados que resultaron despachadas en el mercado diario
de electricidad durante el periodo de análisis.
TERCERO. Las centrales de Besós 4, Puerto de Barcelona 1 y 2, Sagunto
1, 2 y 3, Málaga 1 y San Roque 1 no resultan programadas en el mercado
diario en una serie de días dentro del periodo octubre de 2016 – enero de
2017, resultando programadas por restricciones técnicas, mientras que
otras centrales de ciclo combinado, incluso pertenecientes a Naturgy
Generación, fueron programadas en mercado diario en esos mismos
periodos, incluso teniendo algunas de ellas costes marginales más
elevados.
A continuación se muestra el funcionamiento en Programa Diario Base de
Funcionamiento (PDBF, que incluye mercado diario + contratos bilaterales) de
cada una de las centrales objeto de este expediente (representadas en rojo en
los gráficos) frente al del resto de centrales de ciclo combinado
11
(representadas
11
Se han excluido de la comparativa las centrales de ciclo combinado de Besós 3 y 5 por ser
objeto de otro expediente sancionador.
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en tonos azules), de conformidad con la documentación incorporada por
diligencia de 10 de septiembre de 2018 (folios 253 a 255). Se observa la
existencia de una serie de periodos de precios elevados en el mercado diario
(rodeados en negro en el gráfico) en los que estas centrales no han resultado
programadas en PDBF y sí por restricciones técnicas, mientras que resultan
despachados un número significativo de ciclos combinados, algunos de ellos
incluso con costes marginales más elevados que las centrales objeto de este
expediente.
Estas centrales pertenecen, en general, a otras empresas, pero también a la
propia Naturgy Generación (señalados en verde en el gráfico), coincidiendo en
este último caso, con centrales que presentan una probabilidad menor de resultar
programadas por restricciones técnicas que las que son objeto de este
expediente.
Gráfico 9. Volumen de energía diaria programada en PDBF de Besós 4 frente a la del
resto de ciclos combinados:
Fuente: CNMC, utilizando datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 253 a 255
del expediente).
No se han tenido en cuenta las horas 1 a 3 por tratarse de un periodo que las empresas
programan sus rampas de parada sin que pueda considerarse éste un funcionamiento relevante
a efectos comparativos.
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Gráfico 10. Volumen de energía diaria programada en PDBF de Puerto de Barcelona 1 y
2 frente a la del resto de ciclos combinados:
Fuente: CNMC, utilizando datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 253 a 255 del
expediente).
Gráfico 11. Volumen de energía diaria programada en PDBF de Sagunto 1, 2 y 3 frente a
la del resto de ciclos combinados:
Fuente: CNMC, utilizando datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 253 a 255 del
expediente).
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Gráfico 12. Volumen de energía diaria programada en PDBF de Málaga 1 frente a la del
resto de ciclos combinados:
Fuente: CNMC, utilizando datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 253 a 255 del
expediente).
Gráfico 13. Volumen de energía diaria programada en PDBF de San Roque 1 frente a la
del resto de ciclos combinados:
Fuente: CNMC, utilizando datos del Operador del Mercado y del Operador del Sistema (folios 253 a 255
del expediente).
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CUARTO. En concreto, las centrales de ciclo combinado de Besós 4,
Puerto de Barcelona 1 y 2, Sagunto 1, 2 y 3, Málaga 1 y San Roque 1 no
resultaron despachadas en el mercado diario en 70 días, que se detallan en
el presente hecho probado por central, del periodo octubre 2016-enero
2017, a pesar de que los ingresos que habría obtenido en ese mercado le
habrían resultado suficientes para la cobertura de sus costes marginales.
Durante el periodo octubre 2016-enero 2017, hay una serie de días en los que,
a pesar de registrarse precios elevados en el mercado diario, las centrales de
ciclo combinado de Besós 4, Sagunto 1, 2 y 3, Puerto de Barcelona 1 y 2, San
Roque 1 y Málaga 1 no resultaron despachadas en el mercado diario. En
concreto, se han detectado 70 días en los que alguna de estas centrales no
resultó despachada aun cuando sus costes marginales revelados fueron
inferiores a los ingresos que habrían percibido de resultar casada en el mercado
diario.
Al no haber aportado la interesada información sobre costes de producción, sus
costes marginales se han estimado a partir de los ingresos obtenidos en el
mercado diario por cada central en periodos en los que sí ha resultado
despachada en este mercado. Estos ingresos se han calculado como los
ingresos mínimos obtenidos en el periodo de análisis derivados de un despacho
continuado de al menos 3 días en el mercado diario, debidamente trasladados a
otros periodos en función de la evolución del precio del gas en los mercados
internacionales, utilizando como referencia aquélla que, de acuerdo con el Hecho
probado segundo, mejor se ajusta a las transacciones realizadas por los
operadores en la península durante el periodo de análisis.
En los gráficos siguientes se muestra en barras en azul claro, para cada una de
las centrales analizadas, aquellos días en los que los ingresos que hubiera
obtenido la central, de resultar despachada en el mercado diario, habrían sido
superiores a los costes marginales estimados y, por tanto, podría haber resultado
despachada en el mercado diario. En muchos de estos días, además, la central
resulta programada posteriormente por el operador del sistema por resultar
necesaria para resolver las restricciones técnicas de la zona.
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Gráfico 14. Energía programada en mercado diario y costes revelados de Besós 4 frente
a los ingresos medios en mercado diario de los ciclos combinados:
Nota: Los ingresos medios en mercado diario son los del total de centrales de ciclo combinado despachadas
en el merc ado. Esta medida refleja el precio de mercado de las horas en que un ciclo combinado podría
funcionar.
Fuente: CNMC (con información de los folios 256 a 277).
En el caso de Besós 4, hay un total de 30 días en los que la central no fue
despachada en el mercado diario y, sin embargo, de haberlo sido, habría
obtenido unos ingresos suficientes para, por lo menos, recuperar los costes que
reveló los días que sí fue despachada.
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Gráfico 15. Energía programada en mercado diario y costes revelados de Puerto de
Barcelona 1 y 2 frente a los ingresos medios en mercado diario de los ciclos
combinados:
Nota: Los ingresos medios en mercado diario son los del total de centrales de ciclo combinado despachadas
en el merc ado. Esta medida refleja el precio de mercado de las horas en que un ciclo combinado podría
funcionar.
Fuente: CNMC (con información de los folios 256 a 277).
En el caso de Puerto de Barcelona 1 y 2, hay un total de 34 días en los que la
central no fue despachada en el mercado diario y, sin embargo, de haberlo sido
habría obtenido unos ingresos suficientes para, por lo menos, recuperar los
costes que reveló los días que sí fue despachada.
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Gráfico 16. Energía programada en mercado diario y costes revelados de Sagunto 1, 2 y
3 frente a los ingresos medios en mercado diario de los ciclos combinados:
Nota: Los ingresos medios en mercado diario son los del total de centrales de ciclo combinado despachadas
en el merc ado. Esta medida refleja el precio de mercado de las horas en que un ciclo combinado podría
funcionar.
Fuente: CNMC (con información de los folios 256 a 277).
En el caso de Sagunto 1, 2 y 3, hay un total de 34 días en los que algún grupo
de la central no fue despachado en el mercado diario y, sin embargo, de haberlo
sido habría obtenido unos ingresos suficientes para, por lo menos, recuperar los
costes que reveló los días que sí fue despachado uno de sus grupos.
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Gráfico 17. Energía programada en mercado diario y costes revelados de Málaga 1 frente
a los ingresos medios en mercado diario de los ciclos combinados:
Nota: Los ingresos medios en mercado diario son los del total de centrales de ciclo combinado despachadas
en el merc ado. Esta medida refleja el precio de mercado de las horas en que un ciclo combinado podría
funcionar.
Fuente: CNMC (con información de los folios 256 a 277).
En el caso de Málaga 1, hay un total de 33 días en los que la central no fue
despachada en el mercado diario y, sin embargo, de haberlo sido habría obtenido
unos ingresos suficientes para, por lo menos, recuperar los costes que reveló los
días que sí fue despachada.
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Gráfico 18. Energía programada en mercado diario y costes revelados de San Roque 1
frente a los ingresos medios en mercado diario de los ciclos combinados:
Nota: Los ingresos medios en mercado diario son los del total de centrales de ciclo combinado despachadas
en el merc ado. Esta medida refleja el precio de mercado de las horas en que un ciclo combinado podría
funcionar.
Fuente: CNMC (con información de los folios 256 a 277).
En el caso de San Roque 1, hay un total de 38 días en los que la central no fue
despachada en el mercado diario y, sin embargo, de haberlo sido habría obtenido
unos ingresos suficientes para, por lo menos, recuperar los costes que reveló los
días que sí fue despachada.
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QUINTO. La estimación de costes marginales conforme a los precios de
cotización del gas según las fuentes de información internacionales no
altera las afirmaciones contenidas en los Hechos precedentes: la sociedad
Naturgy Generación presentó unas ofertas de producción en el mercado
diario por las centrales de ciclo combinado de Besós 4, Puerto de
Barcelona 1 y 2, Sagunto 1, 2 y 3, Málaga 1 y San Roque 1 durante varios
días del periodo comprendido entre el 1 de octubre de 2016 y el 31 de enero
de 2017, a un precio superior a sus costes marginales.
Tal y como se ha dicho en el Hecho probado segundo, un ciclo combinado realiza
sus ofertas a sus costes marginales.
Pues bien, tal y como se puede apreciar en los gráficos siguientes, las ofertas
12
de las centrales de la sociedad objeto de este expediente se sitúan en varios
días del periodo de análisis por encima de sus costes marginales, estimados
éstos a partir de la cotización del gas en los mercados internacionales. Es decir,
resulta relevante, no ya tanto que sus ofertas sean superiores a las
correspondientes a su coste de adquisición del gas –[CONFIDENCIAL]-, sino
que dichas ofertas son superiores al coste marginal de adquisición estimado a
partir del precio al que podría comprar dicho gas líquido y accesible en el periodo
de análisis (o vender si hubiera dispuesto de gas para ello).
En concreto, para todas las centrales objeto de análisis, se muestra a
continuación una comparación entre sus ofertas y una estimación de sus costes
marginales tomando la referencia de mercados internacionales de gas, que de
acuerdo con el Hecho probado segundo, mejor se ajusta a las transacciones
realizadas por los operadores en la península durante el periodo de análisis, la
cotización del precio del CO2 en los mercados internacionales y un contrato de
peaje de gas de largo plazo equivalente al contratado por cada central. Para
cada una de ellas se ha utilizado el rendimiento [CONFIDENCIAL]. Los
siguientes gráficos trasladan los datos de la Hoja Excel incorporada al
expediente mediante diligencia de ordenación de 19 de septiembre de 2018
(folios 256 a 277).
12
Se muestra el término variable de la condición de ingresos mínimos ya que ésta es más
restrictiva que sus ofertas simples.
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Gráfico 19. Ofertas de Besós 4 frente a los costes marginales estimados para esta
central:
Nota: Se ha utilizado un rendimiento del [CONFIDENCIAL] para estimar los costes de esta central.
Fuente: CNMC.
Gráfico 20. Ofertas de Puerto de Barcelona 1 y 2 frente a los costes marginales
estimados para estas centrales:
Nota: Se ha utilizado un rendimiento del [CONFIDENCIAL] para estimar los costes de estas centrales.
Se muestra para cada día, la oferta más baja entre la oferta presentada por el grupo de Puerto de
Barcelona 1 y por el grupo de Puerto de Barcelona 2.
Fuente: CNMC.
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Gráfico 21. Ofertas de Sagunto 1, 2 y 3 frente a los costes marginales estimados para
estas centrales:
Nota: Se ha utilizado un rendimiento del [CONFIDENCIAL] para estimar los costes de estas centrales.
Se muestra para cada día, la oferta más baja entre la oferta presentada por el grupo de Sagunto 1,
Sagunto 2 y Sagunto 3.
Fuente: CNMC.
Gráfico 22. Ofertas de Málaga 1 frente a los costes marginales estimados para esta
central:
Nota: Se ha utilizado un rendimiento del [CONFIDENCIAL] para estimar los costes de esta central.
Fuente: CNMC
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Gráfico 23. Ofertas de San Roque 1 frente a los costes marginales estimados para esta
central:
Nota: Se ha utilizado un rendimiento del [CONFIDENCIAL] para estimar los costes de esta central.
Fuente: CNMC.
SEXTO. Las características de las zonas en la que se encuentra cada
una de las centrales objeto de análisis en este expediente hace que su
programación sea necesaria con una alta probabilidad. En consecuencia,
en el caso de que estas centrales no hayan sido despachadas en PDBF, el
Operador del Sistema las despachará en el mercado de restricciones
técnicas.
Las centrales objeto de este expediente pertenecen a unas zonas geográficas
que presentan habitualmente problemas de seguridad zonal, por lo que resulta
necesario la programación de estas centrales para resolverlos, si no han
resultado previamente despachadas en el mercado diario. Esta programación la
realiza el operador del sistema en el proceso de resolución de restricciones
técnicas una vez realizados los análisis de seguridad oportunos. Así Besós 4 y
Puerto de Barcelona 1 y 2 se encuentran en la zona de Cataluña, Sagunto 1, 2
y 3 en la zona de Levante Norte, Málaga 1 en la zona Andalucía Oriental y San
Roque 1 en la zona de Campo de Gibraltar.
Este hecho representa el conocimiento por parte de los grupos que no son
despachados en el mercado diario de que van a ser llamados por restricciones
técnicas con una alta probabilidad.
En la siguiente tabla se muestra que, en todas las zonas citadas, ha sido
necesaria la programación por restricciones técnicas de alguna central para
mantener la seguridad del sistema, durante cada uno de los días del periodo
analizado. En concreto, durante los 123 días del periodo.
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Se observa también como, del total de días que las centrales se encuentran
disponibles y no han sido despachadas en mercado diario, resultan programadas
por restricciones técnicas una gran parte de ellos: Besós 4 resulta despachada
por restricciones técnicas el 98% de las ocasiones en que su despacho es
posible, es decir, siempre que está disponible y no ha resultado despachada
previamente en el PDBF, alcanzando en varios meses el 100%. Esta recurrencia
es del 87% para Puerto de Barcelona (si consideramos alguno de sus grupos),
del 63% para San Roque 1, del 88% para Málaga 1 y del 94% para Sagunto
(considerando cualquiera de sus grupos)
13
. Los datos en los que se basa la
siguiente tabla fueron incorporados al expediente mediante diligencia de
ordenación de 7 de noviembre de 2018.
Tabla 1. Número de días con programación por restricciones técnicas en las zonas de
Cataluña, Andalucía Oriental y Campo de Gibraltar y Levante norte y número de días en
los que, estando disponible y no despachado en el PDBF, resultan programadas las
centrales de cada zona por restricciones técnicas:
Fuente: CNMC, con base en datos del Operador del Sistema (folios 278 y 279).
13
Los grupos de Puerto de Barcelona 1 y 2 se han considerado conjuntamente, así como los de Sagunto
1, 2 y 3. El hecho de que uno de ellos esté indisponible no implica que otro no pueda ser despachado por
restricciones técnicas.
14
Se analizan conjuntamente las dos zonas por poderse resolver las restricciones técnicas entre sí.
Separadamente, la zona de Andalucía Oriental, en la que se encuentra San Roque 1, acumula el 87% de
los días con requerimiento de restricciones técnicas, y la de Campo de Gibraltar, en la que s e encuentra
Málaga 1, el 98%.
2016
2017
oct
nov
dic
ene
Cataluña
Días requeridos de RRTT por el OS
31
30
31
31
Porcentaje de Días en los que Besós 4 resulta
programada por restricciones técnicas
92%
100%
100%
100%
Porcentaje de Días en los que Puerto de
Barcelona 1 o 2 resulta programada por
restricciones técnicas
80%
93%
89%
87%
Andalucía Oriental
y Campo de
Gibraltar14
Días requeridos de RRTT por el OS
31
30
31
31
Porcentaje de Días en los que San Roque 1
resulta programada por restricciones técnicas
88%
40%
63%
61%
Porcentaje de Días en los que Málaga 1
resulta programada por restricciones técnicas
67%
91%
100%
94%
Levante norte
Días requeridos de RRTT por el OS
31
30
31
31
Porcentaje de Días en los que Sagunto 1, 2 o
3 resulta programada por restricciones técnicas
100%
92%
93%
94%
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De la tabla anterior, también resulta destacable la existencia de periodos en los
que San Roque 1 resulta despachada con una elevada probabilidad (octubre de
2016) y otros con una probabilidad mucho menor (noviembre de 2016). Resulta
también remarcable que, en aquellos periodos con mayor probabilidad de
programación, por ejemplo, en octubre de 2016, la central de San Roque se
autoexcluye en un mayor número de ocasiones del mercado aun cuando los
precios resultan elevados, tal y como se aprecia en la tabla 2 del Hecho probado
séptimo.
SÉPTIMO. Como resultado de la conducta de Naturgy Generación, sus
centrales fueron requeridas por el operador del sistema en el proceso de
resolución de restricciones técnicas en una serie de días en los que
podrían haber resultado despachadas en el mercado diario. De dicho
comportamiento, la empresa ha obtenido un beneficio mínimo de
13.006.934 euros.
Se señalan, a continuación, los días concretos en los que los ingresos que las
centrales podrían haber obtenido si hubieran resultado despachadas en el
mercado diario hubieran sido superiores a los costes estimados en los Hechos
probados cuarto y quinto
15
y, sin embargo, no resultaron despachadas en el
mercado diario. Adicionalmente se señalan, de estos días, aquellos en los que
cada una de las centrales salió programada por restricciones técnicas.
En concreto, dentro del período de precios altos del mercado diario entre octubre
de 2016 y enero de 2017, la alteración del despacho se produce durante 30 días
en el caso de Besós 4, durante 24 días en el caso de Puerto de Barcelona 1,
durante 10 días en el caso de Puerto de Barcelona 2, durante 3 días en el caso
de Sagunto 1, durante 18 días en el caso de Sagunto 2, durante 13 días en el
caso de Sagunto 3, durante 27 días en el caso de Málaga 1 y durante 21 días en
el caso de San Roque 1.
Además, de estos días, hay una serie de días en los que las centrales resultan
programadas por restricciones técnicas, obteniendo unos mayores ingresos que
los que habrían obtenido si hubieran resultado despachadas en el mercado
diario. En concreto, durante 29 días en el caso de Besós 4, durante 21 días en
el caso de Puerto de Barcelona 1, durante 9 días en el caso de Puerto de
Barcelona 2, durante 3 días en el caso de Sagunto 1, durante 13 días en el caso
de Sagunto 2, durante 13 días en el caso de Sagunto 3, durante 21 días en el
caso de Málaga 1, y durante 14 días en el caso de San Roque 1:
15
Se ha tomado como opción más conservadora, aquellos días en los que ambas estimaciones
de costes resultan ser inferiores a los ingresos que las centrales podrían haber obtenido en el
mercado diario.
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Tabla 2. Costes estimados para cada grupo y días en los que los ingresos en el mercado diario habrían sido suficientes para cubrirlos y aun así
el grupo no entró al mercado diario, y días en los que, además, fue programado por restricciones técnicas:
Ingresos medios MD
(€/MWh) (I )
Besós 4
Puerto de Barcelona 1
Puerto de Barcelona 2
Sagunto 1
Sagunto 2
Sagunto 3
Málaga 1
San Roque 1
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
01/10/2016
44,98
50,82
-
-
50,29
-
-
50,29
-
-
50,15
-
-
50,15
-
-
50,15
-
-
48,88
-
-
50,83
-
-
02/10/2016
43,77
50,82
-
-
50,29
-
-
50,29
-
-
50,15
-
-
50,15
-
-
50,15
-
-
48,88
-
-
50,83
-
-
03/10/2016
50,79
51,69
-
-
51,16
-
-
51,16
-
-
51,01
-
-
51,01
-
-
51,01
-
-
49,72
✔
✔
51,70
-
-
04/10/2016
53,26
51,82
✔
-
51,29
✔
✔
51,29
-
-
51,14
-
-
51,14
✔
✔
51,14
-
-
49,85
✔
✔
51,83
✔
✔
05/10/2016
51,59
52,15
-
-
51,61
-
-
51,61
-
-
51,46
-
-
51,46
✔
-
51,46
-
-
50,16
✔
✔
52,15
-
-
06/10/2016
53,10
52,99
-
-
52,45
-
-
52,45
-
-
52,30
-
-
52,30
✔
-
52,30
-
-
50,97
✔
✔
53,00
✔
✔
07/10/2016
55,39
52,93
-
-
52,39
-
-
52,39
-
-
52,23
-
-
52,23
✔
✔
52,23
-
-
50,91
✔
✔
52,93
-
-
08/10/2016
49,22
52,93
-
-
52,39
-
-
52,39
-
-
52,23
-
-
52,23
-
-
52,23
-
-
50,91
-
-
52,93
-
-
09/10/2016
45,35
52,93
-
-
52,39
-
-
52,39
-
-
52,23
-
-
52,23
-
-
52,23
-
-
50,91
-
-
52,93
-
-
10/10/2016
57,97
53,56
-
-
53,01
-
-
53,01
-
-
52,86
-
-
52,86
✔
✔
55,48
✔
✔
51,51
-
-
53,57
-
-
11/10/2016
58,38
51,34
-
-
50,82
-
-
50,82
-
-
50,67
-
-
50,67
✔
✔
53,43
✔
✔
49,39
-
-
51,35
-
-
12/10/2016
53,29
51,83
-
-
51,29
-
-
51,29
-
-
51,15
-
-
51,15
-
-
51,15
✔
✔
49,85
✔
✔
51,84
✔
✔
13/10/2016
60,63
51,88
-
-
51,35
-
-
51,35
-
-
51,20
-
-
53,93
✔
✔
51,20
✔
✔
49,90
-
-
51,89
-
-
14/10/2016
56,68
53,44
-
-
52,89
-
-
52,89
-
-
52,73
-
-
52,73
-
-
52,73
✔
✔
51,39
✔
✔
53,44
✔
✔
15/10/2016
45,80
53,44
-
-
52,89
-
-
52,89
-
-
52,73
-
-
52,73
-
-
52,73
-
-
51,39
-
-
53,44
-
-
16/10/2016
45,61
53,44
-
-
52,89
-
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-
18/10/2016
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(€/MWh) (I )
Besós 4
Puerto de Barcelona 1
Puerto de Barcelona 2
Sagunto 1
Sagunto 2
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Málaga 1
San Roque 1
Coste estimado
(€/MWh) (C )
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-
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-
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-
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-
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✔
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-
-
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✔
✔
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✔
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✔
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-
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-
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-
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56,04
-
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23/10/2016
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-
56,21
-
-
56,21
-
-
56,04
-
-
56,04
-
-
56,04
-
-
54,60
-
-
56,79
-
-
24/10/2016
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-
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✔
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-
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-
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-
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-
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-
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-
-
58,00
-
-
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✔
✔
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26/10/2016
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-
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-
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✔
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-
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-
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-
-
59,08
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-
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-
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✔
28/10/2016
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-
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-
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-
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-
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-
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29/10/2016
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-
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-
-
30/10/2016
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-
58,83
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-
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-
31/10/2016
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-
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-
58,49
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-
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-
58,32
-
-
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-
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-
01/11/2016
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-
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-
60,14
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-
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-
59,96
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-
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-
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-
-
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✔
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✔
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-
61,17
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-
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-
61,97
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-
03/11/2016
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✔
✔
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✔
✔
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-
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-
-
60,84
-
-
60,84
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-
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-
-
04/11/2016
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✔
✔
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✔
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-
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-
-
05/11/2016
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-
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-
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-
-
06/11/2016
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-
-
07/11/2016
61,22
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✔
✔
58,97
✔
✔
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-
-
58,80
-
-
58,80
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-
-
59,57
✔
-
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Ingresos medios MD
(€/MWh) (I )
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Puerto de Barcelona 1
Puerto de Barcelona 2
Sagunto 1
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Málaga 1
San Roque 1
Coste estimado
(€/MWh) (C )
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(€/MWh) (C )
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MD (no MD)
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RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
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MD (no MD)
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RRTT)
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(€/MWh) (C )
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-
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-
58,38
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-
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-
-
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-
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-
-
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-
09/11/2016
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-
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-
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-
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-
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-
11/11/2016
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✔
✔
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✔
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-
12/11/2016
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✔
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-
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-
-
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✔
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✔
-
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-
-
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-
-
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-
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-
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-
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-
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-
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-
14/11/2016
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✔
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-
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✔
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-
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-
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✔
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-
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-
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-
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-
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-
59,82
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-
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-
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-
18/11/2016
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-
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✔
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-
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-
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-
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-
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-
-
19/11/2016
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-
-
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-
-
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-
-
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-
-
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-
-
20/11/2016
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-
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-
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-
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-
-
21/11/2016
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-
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-
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-
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-
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-
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-
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-
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-
-
22/11/2016
64,83
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✔
✔
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-
-
60,01
✔
✔
59,84
-
-
59,84
-
-
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-
-
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-
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-
-
23/11/2016
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-
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-
-
60,32
✔
✔
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-
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-
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-
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-
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-
-
24/11/2016
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-
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-
-
60,53
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-
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-
-
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-
-
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-
-
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-
-
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-
-
25/11/2016
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-
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-
-
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-
-
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-
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-
-
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-
-
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-
-
26/11/2016
50,13
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-
-
60,50
-
-
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-
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-
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-
-
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-
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-
-
27/11/2016
53,72
61,13
-
-
60,50
-
-
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-
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61,11
-
-
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Ingresos medios MD
(€/MWh) (I )
Besós 4
Puerto de Barcelona 1
Puerto de Barcelona 2
Sagunto 1
Sagunto 2
Sagunto 3
Málaga 1
San Roque 1
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
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RRTT)
Coste estimado
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Coste estimado
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Coste estimado
(€/MWh) (C )
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RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
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(€/MWh) (C )
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(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
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Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
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despacho RRTT (sí
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66,61
61,01
✔
✔
60,38
-
-
60,38
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-
60,21
-
-
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-
-
60,21
-
-
58,64
-
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61,00
-
-
29/11/2016
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-
-
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-
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-
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-
-
62,26
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-
-
62,08
-
-
62,08
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-
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-
-
01/12/2016
68,03
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-
-
59,36
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-
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-
59,18
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-
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59,96
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02/12/2016
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60,08
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-
-
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59,91
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-
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03/12/2016
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-
-
60,69
-
-
04/12/2016
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60,71
-
-
60,08
-
-
60,08
-
-
59,91
-
-
59,91
-
-
59,91
-
-
58,35
-
-
60,69
-
-
05/12/2016
66,53
60,84
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✔
60,22
✔
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-
60,04
-
-
60,04
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-
60,04
-
-
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-
-
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-
-
06/12/2016
66,52
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✔
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✔
✔
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-
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-
-
60,11
-
-
60,11
-
-
58,54
-
-
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-
-
07/12/2016
65,54
59,67
✔
✔
59,06
✔
✔
59,06
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-
58,89
-
-
58,89
-
-
58,89
-
-
57,36
-
-
59,66
-
-
08/12/2016
55,48
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-
-
57,93
-
-
57,93
-
-
57,76
-
-
57,76
-
-
57,76
-
-
56,27
-
-
58,53
-
-
09/12/2016
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-
58,90
-
-
58,90
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-
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-
-
58,73
-
-
58,73
-
-
57,21
-
-
59,50
-
-
10/12/2016
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✔
✔
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✔
✔
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-
-
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✔
✔
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-
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-
-
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-
-
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-
-
11/12/2016
63,15
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✔
✔
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✔
✔
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58,73
-
-
58,73
-
-
58,73
-
-
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-
-
59,50
-
-
12/12/2016
69,21
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-
59,53
-
-
59,53
-
-
59,35
-
-
59,35
-
-
59,35
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-
57,81
-
-
60,13
-
-
13/12/2016
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-
59,49
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-
59,49
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-
59,32
-
-
59,32
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-
59,32
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57,78
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-
60,10
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-
14/12/2016
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-
61,63
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61,63
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-
61,45
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-
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-
15/12/2016
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✔
✔
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-
63,29
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-
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-
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-
-
16/12/2016
68,37
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✔
✔
63,80
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-
63,80
-
-
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-
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-
63,62
✔
✔
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-
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-
-
17/12/2016
55,87
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-
63,80
-
-
63,80
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-
63,62
-
-
63,62
-
-
63,62
-
-
61,94
-
-
64,44
-
-
SNC/DE/175/17
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia
C/ Barquillo, 5 - 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
www.cnmc.es
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Ingresos medios MD
(€/MWh) (I )
Besós 4
Puerto de Barcelona 1
Puerto de Barcelona 2
Sagunto 1
Sagunto 2
Sagunto 3
Málaga 1
San Roque 1
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
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RRTT)
Coste estimado
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18/12/2016
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-
63,80
-
-
63,80
-
-
63,62
-
-
63,62
-
-
63,62
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61,94
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-
64,44
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-
19/12/2016
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-
63,90
-
-
63,90
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-
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-
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-
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-
62,04
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-
64,54
-
-
20/12/2016
67,84
67,76
✔
✔
67,06
-
-
67,06
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-
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-
66,86
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-
66,86
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-
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-
67,73
-
-
21/12/2016
68,76
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-
69,47
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-
69,47
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-
69,27
-
-
69,27
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-
69,27
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-
67,43
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-
70,16
-
-
22/12/2016
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-
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-
-
71,05
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-
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-
-
70,84
-
-
70,84
-
-
68,95
-
-
71,74
-
-
23/12/2016
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-
71,16
-
-
71,16
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-
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-
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-
70,95
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-
69,06
-
-
71,86
-
-
24/12/2016
59,16
71,90
-
-
71,16
-
-
71,16
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-
70,95
-
-
70,95
-
-
70,95
-
-
69,06
-
-
71,86
-
-
25/12/2016
49,66
71,90
-
-
71,16
-
-
71,16
-
-
70,95
-
-
70,95
-
-
70,95
-
-
69,06
-
-
71,86
-
-
26/12/2016
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-
-
71,16
-
-
71,16
-
-
70,95
-
-
70,95
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-
70,95
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-
69,06
-
-
71,86
-
-
27/12/2016
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-
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-
71,13
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-
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70,93
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-
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69,03
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-
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-
-
28/12/2016
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-
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-
70,03
-
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-
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-
-
29/12/2016
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-
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-
70,03
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-
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-
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-
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-
-
30/12/2016
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-
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-
70,12
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-
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-
69,92
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-
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-
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-
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-
-
31/12/2016
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-
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-
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-
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-
69,92
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-
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-
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-
-
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-
-
01/01/2017
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-
-
69,62
-
-
69,62
-
-
69,42
-
-
69,42
-
-
69,42
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-
67,57
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-
70,31
-
-
02/01/2017
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-
-
69,44
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-
69,44
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-
69,24
-
-
69,24
-
-
69,24
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-
67,39
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-
70,12
-
-
03/01/2017
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-
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-
69,14
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-
68,94
-
-
68,94
-
-
68,94
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-
67,11
-
-
69,82
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-
04/01/2017
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-
70,53
-
-
70,53
-
-
70,32
-
-
70,32
-
-
70,32
-
-
68,44
-
-
71,22
-
-
05/01/2017
70,63
72,83
-
-
72,08
-
-
72,08
-
-
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-
-
71,87
-
-
71,87
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-
69,95
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-
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-
-
06/01/2017
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-
71,06
-
-
71,06
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-
70,85
-
-
70,85
-
-
70,85
-
-
68,96
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-
71,76
-
-
SNC/DE/175/17
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C/ Barquillo, 5 - 28004 Madrid - C/ Bolivia, 56 – 08018 Barcelona
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Ingresos medios MD
(€/MWh) (I )
Besós 4
Puerto de Barcelona 1
Puerto de Barcelona 2
Sagunto 1
Sagunto 2
Sagunto 3
Málaga 1
San Roque 1
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
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I>C Y no MD y
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Coste estimado
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Coste estimado
(€/MWh) (C )
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RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
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Coste estimado
(€/MWh) (C )
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Coste estimado
(€/MWh) (C )
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MD (no MD)
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Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
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Coste estimado
(€/MWh) (C )
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07/01/2017
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-
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-
71,06
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-
70,85
-
-
70,85
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-
70,85
-
-
68,96
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-
71,76
-
-
08/01/2017
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71,80
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-
71,06
-
-
71,06
-
-
70,85
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-
70,85
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-
70,85
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-
68,96
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-
71,76
-
-
09/01/2017
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-
75,24
✔
✔
75,24
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-
75,03
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-
75,03
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-
75,03
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-
75,97
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-
10/01/2017
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-
80,91
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-
80,91
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-
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-
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-
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-
11/01/2017
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-
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-
-
82,50
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-
82,26
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-
82,26
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-
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-
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-
12/01/2017
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-
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-
13/01/2017
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-
86,84
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-
86,84
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-
-
14/01/2017
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-
86,84
-
-
86,84
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-
86,59
-
-
86,59
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-
86,59
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-
84,21
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-
87,66
-
-
15/01/2017
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-
86,84
-
-
86,84
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-
86,59
-
-
86,59
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86,59
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-
16/01/2017
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-
86,69
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-
86,44
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-
86,44
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-
84,07
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-
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-
-
17/01/2017
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-
79,45
-
-
79,45
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-
79,21
-
-
79,21
-
-
79,21
-
-
77,07
✔
✔
80,21
-
-
18/01/2017
85,51
79,06
✔
✔
78,25
✔
✔
78,25
-
-
78,02
-
-
78,02
-
-
78,02
-
-
75,91
✔
✔
79,00
✔
-
19/01/2017
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✔
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-
76,58
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✔
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-
76,36
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-
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20/01/2017
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-
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-
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-
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-
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-
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-
-
21/01/2017
81,16
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✔
✔
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✔
-
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-
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-
-
76,46
✔
✔
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✔
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✔
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75,67
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-
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-
-
76,68
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-
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-
-
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-
-
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-
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✔
✔
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-
-
23/01/2017
91,20
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-
-
85,83
-
-
85,83
✔
✔
85,58
-
-
85,58
-
-
85,58
-
-
83,23
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-
86,64
-
-
24/01/2017
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-
-
83,46
-
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83,46
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-
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25/01/2017
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82,73
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-
-
80,48
-
-
83,76
-
-
26/01/2017
90,04
81,73
✔
✔
80,89
✔
✔
80,89
-
-
80,66
✔
✔
80,66
-
-
80,66
-
-
78,47
-
-
81,67
✔
✔
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Ingresos medios MD
(€/MWh) (I )
Besós 4
Puerto de Barcelona 1
Puerto de Barcelona 2
Sagunto 1
Sagunto 2
Sagunto 3
Málaga 1
San Roque 1
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
Coste estimado
(€/MWh) (C )
I>C Y Sin despacho en
MD (no MD)
I>C Y no MD y
despacho RRTT (sí
RRTT)
27/01/2017
79,98
76,70
✔
✔
75,91
✔
✔
75,91
-
-
75,68
-
-
75,68
✔
✔
75,68
-
-
73,64
✔
✔
76,64
✔
-
28/01/2017
67,89
76,70
-
-
75,91
-
-
75,91
-
-
75,68
-
-
75,68
-
-
75,68
-
-
73,64
-
-
76,64
-
-
29/01/2017
68,60
76,70
-
-
75,91
-
-
75,91
-
-
75,68
-
-
75,68
-
-
75,68
-
-
73,64
-
-
76,64
-
-
30/01/2017
77,35
77,47
-
-
76,68
✔
-
76,68
-
-
76,45
-
-
76,45
✔
-
76,45
-
-
74,39
✔
✔
77,42
-
-
31/01/2017
80,47
78,47
✔
✔
77,66
✔
✔
77,66
-
-
77,44
✔
✔
77,44
-
-
77,44
-
-
75,34
✔
✔
78,41
✔
✔
TOTAL
30
29
24
21
10
9
3
3
18
13
13
13
27
21
21
14
Fuente. CNMC
Nota: Descripción de las columnas de la tabla:
I: Ingresos medios obtenidos por los ciclos combinados que resultaron despachados en el mercado diario (€/MWh) en ese día
C: Coste marginal estimado calculado como el coste mayor, siguiendo un criterio conservador, de los mostrados en los Hechos probados cuarto y quinto para cada
grupo (€/MWh).
No MD: Días en los que los ingresos del mercado diario habrían sido superiores al coste marginal estimado y, sin embargo, el grupo no resultó despachado en el
mercado diario.
Sí RRTT: Días en los que los ingresos del mercado diario habrían sido superiores al coste marginal estimado y, sin embargo, el grupo no resultó despachado en el mercado
diario y si fue programado por restricciones técnicas.
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Se señalan, a continuación, a partir de los datos mostrados en la tabla anterior,
los días concretos en los que, sin haber participado en el mercado diario y
habiendo sido despachada por restricciones técnicas, los costes estimados son
inferiores a los ingresos que cada central podría haber obtenido si hubiera
resultado despachada en el mercado diario.
Tabla 3. Días en los que las centrales participaron en el proceso de restricciones
técnicas y, sin embargo, los ingresos que habrían obtenido en el mercado diario
habrían sido superiores a sus costes marginales:
Fuente: CNMC.
Nota: Los días anteriores corresponden a aquellos días en los que los ingresos que habría obtenido un
ciclo combinado (estimados éstos como la media de los ingresos de los ciclos despachados en
mercado diario) habrían sido supe riores al mayor de los costes estimados en los Hechos probados
cuarto y quinto.
Se excluyen, tomando un criterio conservador, los días en que las centrales han tenido que arrancar al
suponer que la central tiene que afrontar los costes de arranque.
Besós 4
Puerto de
Barcelona
1
Puerto de
Barcelona
2
Sagunto 1
Sagunto 2
Sagunto 3
Málaga 1
San
Roque 1
02/11/2016
04/10/2016
14/11/2016
10/12/2016
04/10/2016
10/10/2016
03/10/2016
04/10/2016
03/11/2016
24/10/2016
15/11/2016
26/01/2017
07/10/2016
11/10/2016
04/10/2016
06/10/2016
04/11/2016
02/11/2016
16/11/2016
31/01/2017
10/10/2016
12/10/2016
05/10/2016
12/10/2016
07/11/2016
03/11/2016
17/11/2016
11/10/2016
13/10/2016
06/10/2016
14/10/2016
10/11/2016
04/11/2016
18/11/2016
13/10/2016
14/10/2016
07/10/2016
18/10/2016
11/11/2016
07/11/2016
22/11/2016
17/10/2016
17/10/2016
12/10/2016
20/10/2016
12/11/2016
10/11/2016
23/11/2016
18/10/2016
18/10/2016
14/10/2016
21/10/2016
14/11/2016
11/11/2016
19/01/2017
19/10/2016
19/10/2016
18/10/2016
25/10/2016
15/11/2016
12/11/2016
23/01/2017
20/10/2016
24/10/2016
21/10/2016
26/10/2016
16/11/2016
29/11/2016
21/10/2016
25/10/2016
24/10/2016
27/10/2016
17/11/2016
02/12/2016
26/10/2016
26/10/2016
09/11/2016
28/10/2016
18/11/2016
05/12/2016
21/01/2017
16/12/2016
10/11/2016
21/01/2017
22/11/2016
06/12/2016
27/01/2017
21/01/2017
12/11/2016
26/01/2017
28/11/2016
07/12/2016
14/11/2016
31/01/2017
29/11/2016
10/12/2016
17/01/2017
05/12/2016
11/12/2016
18/01/2017
06/12/2016
09/01/2017
21/01/2017
07/12/2016
18/01/2017
22/01/2017
10/12/2016
26/01/2017
27/01/2017
11/12/2016
27/01/2017
30/01/2017
15/12/2016
31/01/2017
31/01/2017
16/12/2016
20/12/2016
18/01/2017
19/01/2017
21/01/2017
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El comportamiento de Naturgy Generación le ha permitido obtener unos ingresos
superiores a los que podría haber obtenido de resultar despachado en el
mercado diario, en periodos de precios del mercado diario superiores a sus
costes marginales.
El gráfico siguiente, que procede de la documentación incorporada mediante
diligencia de 14 de noviembre de 2018 (folios 280 a 288), muestra como ejemplo
el caso de la central de Besos 4, cuyos ingresos medios obtenidos en el proceso
de resolución de restricciones superan, en términos medios, en unos 25€/MWh
a los ingresos que habría obtenido de resultar despachada la central en el
mercado diario, durante el periodo de análisis.
Gráfico 24. Energía e ingresos en el proceso de restricciones técnicas de Besos 4 frente
a los ingresos que obtendría si hubiera resultado despachado en mercado diario
Fuente: CNMC.
Nota: Se muestran en el gráfico la media de ingresos en las horas 8-24 de cada día del periodo de
análisis.
Considerando los días incluidos en la Tabla 3, días en los que las centrales
participaron en el proceso de restricciones técnicas y, sin embargo, los ingresos
que habrían obtenido en el mercado diario habrían sido superiores a sus costes
marginales, se ha evaluado que el beneficio mínimo que habría obtenido cada
central de ciclo combinado. Dicho beneficio mínimo se calcula como la diferencia
entre el valor de la energía vendida en el mercado de restricciones técnicas
respecto al mismo volumen de energía valorado al precio del mercado diario
durante los días señalados, siendo de 2.488.662 euros para Besós 4, de
1.781.131 euros para Puerto de Barcelona 1, de 549.740 euros para Puerto de
Barcelona 2, de 215.199 euros para Sagunto 1, de 2.302.441 euros para Sagunto
2, de 1.251.272 euros para Sagunto 3, de 2.893.193 euros para Málaga 1, y de
1.525.295 euros para San Roque 1.
Así, el beneficio por unidad vendida obtenido por Naturgy Generación, de
acuerdo con la estimación realizada, radica en la diferencia entre el precio
obtenido por la energía vendida en el mercado de solución de restricciones
0
20
40
60
80
100
120
140
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
01/10/2016
05/10/2016
09/10/2016
13/10/2016
17/10/2016
21/10/2016
25/10/2016
29/10/2016
02/11/2016
06/11/2016
10/11/2016
14/11/2016
18/11/2016
22/11/2016
26/11/2016
30/11/2016
04/12/2016
08/12/2016
12/12/2016
16/12/2016
20/12/2016
24/12/2016
28/12/2016
01/01/2017
05/01/2017
09/01/2017
13/01/2017
17/01/2017
21/01/2017
25/01/2017
29/01/2017
€/MWh
MWh
Energía Restricciones técnicas
Ingresos medios en restricciones técnicas
Ingresos medios que habría obtenido de resultar despachado mercado diario
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técnicas los días mencionados y el precio que esa energía habría tenido en el
mercado diario (en el que debería haber obtenido casación).
Así pues, la empresa habría alcanzado un beneficio mínimo de 13.006.934 euros
durante el periodo octubre 2016-enero2017.
FUNDAMENTOS JURIDICOS
I. COMPETENCIA DE LA CNMC.
De conformidad con el artículo 29.2 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, y conforme
al artículo 23 del Estatuto Orgánico de la CNMC (aprobado por el Real Decreto
657/2013, de 30 de agosto), corresponde al Director de Energía de la CNMC la
instrucción de los procedimientos sancionadores relativos al sector energético,
debiendo realizar la propuesta de resolución.
El artículo 73 3.b) de la Ley 24/2013 establece que corresponde a la CNMC la
imposición de las sanciones por la comisión infracciones graves tipificadas en el
artículo 65.34 de dicha Ley.
En concreto, de acuerdo con lo establecido en el artículo 20 de la Ley 3/2013, de
4 de junio, y de acuerdo con lo establecido en el artículo 14 del Estatuto Orgánico
de la CNMC, corresponde a la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC la
resolución de este procedimiento.
II. PROCEDIMIENTO APLICABLE.
El procedimiento aplicable es el establecido en la Ley 39/2015, de 1 de octubre,
de Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas.
Asimismo, resultan de aplicación los principios de la potestad sancionadora
contenidos en el Capítulo III del Título preliminar de la Ley 40/2015, de 1 de
octubre, de Régimen Jurídico del Sector Público (en adelante «Ley 40/2015»).
Por último, resultan de aplicación las especialidades procedimentales
contempladas en el capítulo II del título X de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre,
del Sector Eléctrico y, en concreto su artículo 79, conforme al cual el plazo
máximo para resolver y notificar los procedimientos sancionadores por la
comisión de infracciones graves y muy graves es de dieciocho meses.
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III. TIPICIDAD DE LOS HECHOS PROBADOS.
III.1. Consideraciones generales sobre el tipo infractor.
La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico tipifica como infracción
grave, en su artículo 65, apartado 34, «La presentación de ofertas con valores
anormales o desproporcionados con el objeto de alterar indebidamente el
despacho de las unidades de generación o la casación del mercado».
El tipo infractor citado, que no estaba presente en el texto de la precedente Ley
54/1997, de 27 de noviembre, forma parte de un nuevo grupo de
comportamientos sancionables mediante los cuales, el legislador, atendiendo a
las peculiaridades del mercado organizado de producción de electricidad en
España, ha buscado la prevención y corrección de comportamientos que, sin
alcanzar la dimensión y gravedad del comportamiento definido como
“manipulación del mercado” (el cual continúa tipificado como falta muy grave en
el artículo 64.38 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre), sí son susceptibles de
provocar distorsiones en determinados segmentos del mercado, en el despacho
por restricciones técnicas o en el precio de los servicios de ajuste.
Así, el tipo del artículo 65.34 de la Ley 24/2013 se ha configurado por el legislador
en torno a los siguientes elementos: i) la presentación de ofertas con valores
calificados de anormales o desproporcionados, calificaciones éstas que hacen
preciso concretar dichos conceptos jurídicos mediante su comparación y
contraste con los que serían valores normales o proporcionados; ii) el objeto o
finalidad de alterar indebidamente el despacho de las unidades de generación o
la casación, como motivación de dicha conducta.
En cuanto al primero de los elementos de hecho sobre los que el legislador ha
configurado este tipo infractor, es claro que la referencia a la normalidad y
proporcionalidad de las ofertas ha de buscarse en las ofertas realizadas por las
instalaciones de generación de similares características técnicas, que tienen
similares costes y que, con arreglo a los parámetros de un comportamiento
racional en un contexto de economía competitiva y de mercado, deben ofertar
en términos similares. También resulta conveniente valorar la normalidad de sus
ofertas contrastando las mismas con los costes marginales que deberían haber
servido para su elaboración.
En cuanto al segundo de los elementos del tipo, se trata de una motivación de la
conducta, de un objetivo buscado consistente en alterar indebidamente el
despacho de las unidades de generación o la casación. El legislador no exige,
como parte del tipo infractor definido, que el resultado pretendido por el autor del
comportamiento se materialice en una efectiva alteración de la casación. Como
resulta de los hechos probados, y se argumentará en el presente fundamento
jurídico, en el supuesto que aquí se analiza, el comportamiento infractor se ha
prolongado durante una serie de días a lo largo de cuatro meses, aunque solo
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en algunos de estos días se ha materializado el objetivo perseguido de alteración
del despacho.
Los hechos probados en la presente resolución configuran el comportamiento
típico descrito en el precepto citado, respecto a las centrales de ciclo combinado
de Sagunto 1, 2 y 3, San Roque 1, Málaga 1, Puerto de Barcelona 1 y 2 y Besós
4, en los días que para cada una se identifica en el hecho probado séptimo
(dentro del periodo de precios altos del mercado diario de octubre de 2016 -
enero de 2017). En los días señalados, la sociedad ofertó de manera anómala,
al objeto de que las citadas unidades de generación resultaran incluidas en el
procedimiento de resolución de restricciones técnicas, para percibir por ello un
ingreso superior al del mercado diario.
III.2. Análisis de la concurrencia de los elementos del tipo infractor en la
conducta de Naturgy Generación S.L.U. (anteriormente Gas Natural Fenosa
Generación S.L.U)
Con la finalidad de justificar la concurrencia de los elementos del tipo infractor,
han de tomarse en consideración las siguientes circunstancias: 1) la situación de
seguridad de suministro en las zonas donde se sitúan estas centrales, por ser
éste el contexto en que se ha producido el comportamiento analizado, 2) las
razones por las que los precios ofertados en el mercado diario por la producción
de las centrales citadas en el periodo referido son anormales y
desproporcionados, por comparación con otras instalaciones similares y con
costes estimados para las propias centrales, en el marco de un mercado
competitivo, y 3) el resultado de la estrategia de la sociedad sobre el mencionado
mercado para el periodo de análisis.
Las centrales objeto de este expediente pertenecen a unas zonas geográficas
que presentan habitualmente problemas de seguridad zonal, por lo que resulta
necesario la programación de estas centrales para resolverlos, si no han
resultado previamente despachadas en el mercado diario. Esta programación la
realiza el operador del sistema en el proceso de resolución de restricciones
técnicas una vez realizados los análisis de seguridad oportunos. Así, Besós 4 y
Puerto de Barcelona 1 y 2 se encuentran en la zona de Cataluña, Sagunto 1, 2
y 3 en la zona de Levante Norte, Málaga 1 en la zona Andalucía Oriental y San
Roque 2 en la zona de Campo de Gibraltar.
Zona Cataluña: Las restricciones técnicas que se identifican con una
mayor frecuencia en la Zona Catalana están localizadas en la
alimentación al anillo metropolitano de Barcelona, y aunque su resolución
en algunos casos puede llegar a requerir la programación de otros grupos
situados en Tarragona, se resuelven normalmente con la programación
de los grupos de Besós y de Puerto de Barcelona, al tener estos grupos
una efectividad significativamente mayor. Por tanto, los únicos grupos en
la zona son los grupos 3 y 5 de Besós, propiedad de otra empresa de
generación y objeto de otro expediente sancionador por idéntico
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comportamiento en el mismo período de tiempo y los grupos de Besos 4
y los grupos 1 y 2 de Puerto de Barcelona, propiedad de Naturgy
Generación.
Zona Levante Norte: En la zona de Levante Norte, las restricciones
técnicas son constantes. La generación disponible son dos grupos
propiedad de otra empresa de generación, ubicados en Castellón –que no
han sido objeto de ningún expediente sancionador en este período-, y los
tres grupos propiedad de Gas Natural, ubicados en Sagunto, provincia de
Valencia.
Zona Campo de Gibraltar y Andalucía Oriental: En la zona de Cádiz
(campo de Gibraltar) la seguridad de suministro zonal exige, por razones
de control de tensión, disponer de forma permanente de un grupo térmico
acoplado o dos grupos, según la demanda prevista. Las centrales
térmicas disponibles en la zona de Campo de Gibraltar son, además de la
central térmica de carbón de los Barrios, cuatro centrales de ciclo
combinado (con un total de 8 grupos) que utilizan como energía primaria
gas natural, y cuya titularidad pertenece a cuatro empresas diferentes:
(Central de Arcos, con 3 grupos), (Central de San Roque grupo 2) y
Central de Algeciras. Gas Natural dispone solo de San Roque grupo1)
16
.
Además, el grupo de Málaga (Zona Andalucía Oriental) de Naturgy
Generación compite con el resto de grupos de la Zona Sur para la
resolución de restricciones técnicas localizadas en la Zona de Sevilla-
Cádiz.
Pues bien, en todas las citadas zonas ha sido necesaria la programación por
restricciones técnicas de alguna central para mantener la seguridad del sistema,
durante todos y cada uno de los días del periodo analizado, tal y como se ha
indicado en el Hecho probado sexto.
Como consecuencia de ello, las empresas titulares de las instalaciones situadas
en la zona conocen previamente que, si sus centrales no resultan programadas
en el mercado diario como resultado de la casación de sus ofertas, existe una
alta probabilidad de que sean llamadas para su programación por restricciones
técnicas. Esto es especialmente cierto en el caso de Naturgy Generación que
cuenta con la cuota de programación por restricciones más alta en todas las
zonas citadas (63% en Cataluña, 62% en Levante Norte y 41% en Campo de
Gibraltar/Andalucía Oriental).
En concreto, durante el periodo de análisis, tal y como se ha indicado en el Hecho
probado sexto, Besós 4 resulta despachada por restricciones técnicas el 98% de
las ocasiones en que su despacho es posible, es decir, siempre que está
disponible y no ha resultado despachada previamente en el mercado diario,
16
En el periodo de análisis Campo de Gibraltar 1 y 2 continuaban sin funcionar tras la decisión judicial de
dejar sin efecto la aprobación de una parte del proyecto de ejecución del tramo de línea a 380 kV desde la
central de ciclo combinado en San Roque hasta la Subestación de Pinar del Rey, obligó a su
desmantelamiento y determinó la imposibilidad de evacuación de la generación de dichos grupos.
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alcanzando en varios meses el 100%. Esta recurrencia es del 87% para Puerto
de Barcelona, del 63% para San Roque 1, del 88% para Málaga 1 y del 94%
para Sagunto.
Resultaría asimismo lógico, y aquí se produce la primera quiebra de la
normalidad, que dicha programación se hubiera producido en el mercado diario
ya que, durante el periodo de análisis se registraron precios en ese mercado
elevados y superiores a los costes marginales de este tipo de centrales. Tal es
el comportamiento que cabe esperar de un agente económico eficiente
atendiendo a las leyes del mercado: ofertar lo más barato posible a partir del
precio en que resultan cubiertos los costes marginales de su instalación
productora, y con ello, conseguir la casación de su oferta en el mercado diario,
desplazando a sus competidores, y obteniendo como retribución el precio de
casación del mercado diario.
Tal ha sido el comportamiento seguido por otras instalaciones de ciclo
combinado en el mismo periodo, en el que el resto de centrales de este tipo con
costes similares fueron despachadas en el mercado diario coincidiendo con
precios elevados del mercado diario, tal y como se desprende del Hecho probado
tercero.
Ello no fue así, porque las ofertas de las centrales de Naturgy Generación, tal
como se ha acreditado en el Hecho probado primero, fueron más caras que las
del resto de centrales de similares características durante varios días en el
periodo de análisis, mientras que sus costes marginales, tal como se ha
acreditado en el Hecho probado segundo, resultaban similares e incluso
inferiores a los de sus competidores. Tales ofertas, por tanto, no responden a la
racionalidad económica, puesto que suponen el riesgo de no resultar casadas
por excesivas y resultar desplazadas por ofertas más baratas. No son ofertas
normales y proporcionadas, ya que se apartan de la racionalidad económica y
del comportamiento de otros agentes con instalaciones de similares
características.
El conocimiento previo por parte de la sociedad imputada de la necesidad de
programación de sus ciclos combinados en sus respectivas zonas por seguridad
de suministro, que habrá de ser evaluado en el análisis de la culpabilidad, ofrece
una explicación a la cuantía de sus ofertas: la alta probabilidad de ser
programada por restricciones técnicas, en cuyo caso su producción será
retribuida a un precio superior al del mercado diario, al tratarse el proceso de
restricciones de un mercado con menos oferentes (únicamente las centrales
localizadas en cada una de las zonas analizadas pueden proveer el servicio) y,
por tanto, menos competitivo. Prueba de ello, es que los ingresos medios que
obtiene cada central de su participación en los diferentes mercados durante el
periodo de análisis resulta significativamente superior en aquellos días en los
que resulta despachada en el proceso de restricciones técnicas, tal y como se
puede observar en el siguiente gráfico:
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Gráfico 25. Ingresos medios obtenidos por las centrales de GNFG, S.L en el mercado de
producción diferenciando entre los días que resulta despachada por restricciones
técnicas y el resto de los días, durante Octubre 2016-Enero 2017
Nota: Se incluyen los ingresos medios obtenidos en los mercados diarios, intradiarios, restricciones
técnicas y resto de servicios de balance. No se incluyen pagos por capacidad.
Fuente: CNMC
El análisis de la programación por restricciones de los ciclos combinados en sus
respectivas zonas, en las que han sido despachados sistemáticamente entre el
1 de octubre de 2016 y el 31 de enero de 2017 pone de manifiesto el resultado
de la estrategia de ofertas de la sociedad.
Para este periodo, y por los días que se identifican en el hecho probado séptimo,
el comportamiento de Naturgy Generación dio lugar a una alteración de la
casación y del despacho de las unidades de generación. Dicha alteración en
esos días consiste en que la falta de despacho de estas centrales en el mercado
diario, como sería económicamente esperable, provoca que, en la mayor parte
de esos días, las centrales consigan ser programadas por restricciones en cada
una de sus zonas para garantizar la seguridad de suministro.
Es importante señalar que no se está sancionando aquí el hecho de que la
interesada incremente las ofertas de sus centrales a lo largo del periodo de
análisis, cosa que hicieron todos los agentes del mercado en atención a las
circunstancias de los mercados de generación, sino que éstas se incrementen
por encima de lo razonable o lógico desde el punto de vista del funcionamiento
del mercado diario (es decir, que se persiga situar esas ofertas por encima de
los precios del mercado, de modo tal que no se produzca su casación y así,
resultar despachado por restricciones técnicas, y con ello conseguir un mayor
precio). Tal y como afirma la sociedad, en su escrito de respuesta al expediente
de supervisión [---] (folio 114 del expediente), en el periodo octubre 2016 – enero
2017 se registró un incremento del precio en el mercado secundario de gas en
España motivado por la elevación de los precios de GNL en el mercado
internacional, unido al aumento de la demanda de gas para ciclos combinados
en España, derivado de las condiciones de baja hidraulicidad y eolicidad, así
como de la parada imprevista de reactores nucleares en Francia, y todo ello, en
un contexto de existencia de limitaciones en el suministro de gas con origen
40
50
60
70
80
90
100
BES4 MALA1 SROQ1 PBCN1 PBCN2 SAGU1 SAGU2 SAGU3
€/MWh
Ingresos medios en días con Restricciones técnicas Ingresos medios en días SIN restricciones técnicas
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Argelia. Coincidente con lo anterior, la demanda convencional de gas en los
meses señalados, y muy particularmente en enero de 2017, fue notablemente
superior a la del año anterior, contribuyendo a que los operadores tuvieran que
recurrir a aprovisionar gas adicional para sus balances al mercado internacional
de GNL. Estos mismos hechos fueron descritos por el resto de operadores a los
que se les solicitó información en el marco del expediente informativo citado,
pero éstos no subieron anómalamente sus ofertas para no ser casados.
Es decir, el periodo de análisis al que corresponde el presente expediente
sancionador se enmarca, por supuesto, en un periodo en el que el precio del
mercado del gas en España registró un incremento significativo. Como
consecuencia, todos los agentes incrementaron sus ofertas durante estos meses
y el precio del mercado eléctrico terminó registrando un fuerte aumento, hasta
alcanzar a finales de enero de 2017 los 90€/MWh. No obstante, el incremento
que reflejó la sociedad en sus ofertas (tomando como referencia la pluralidad de
centrales indicadas) fue superior al del resto de sus competidores, siendo
claramente desproporcionado tanto respecto al valor de las ofertas de esos
competidores como a sus propios costes marginales. Este hecho motivó que las
centrales de los competidores resultaran despachadas con carácter más o
menos habitual en el mercado diario, al contrario de lo que le ocurrió a Naturgy
Generación.
A este respecto, cabe señalar además que, a diferencia de lo que les ocurre a
los ciclos combinados de otros titulares, la mayor parte de sus centrales se
encuentran situadas en zonas de restricciones técnicas estructurales, por lo que
su despacho resulta habitual en cualquier periodo por parte del operador del
sistema, independientemente de las condiciones de viento o agua que se den en
el sector eléctrico o del contexto de precios energéticos. Es decir, al contrario de
lo que sucedió en la práctica, las circunstancias del mercado eléctrico afectaban
menos a estas centrales de ciclo combinado que a otras situadas en zonas con
menos problemas de seguridad de suministro.
Esta situación paradójica queda manifestada con claridad por el hecho de que si
se compara el despacho por restricciones de sus centrales en el año anterior
(precios bajos) con el periodo de análisis de este expediente (precios altos), no
se aprecian variaciones significativas en términos globales, tal y como se
muestra en el gráfico siguiente.
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Gráfico 26. Número de días en los que las centrales de GNFG resultan programadas por
restricciones técnicas en octubre 2016-enero 2017, y en Octubre 2015-Enero 2016
Fuente: CNMC
La alteración de la casación por parte de Naturgy Generación no sólo queda
patente si se compara con el despacho de otras empresas titulares de ciclos
combinados. También se pone de manifiesto que las centrales citadas de la
mercantil deberían haber resultado despachadas en el mercado diario en
determinados días del periodo analizado, si se analiza el comportamiento de
esas mismas centrales en otros días del periodo en los que sí resultaron casadas
en dicho mercado. En concreto, se han detectado varios días en los que alguna
de estas centrales no resultó despachada aun cuando su comportamiento en
otros momentos revela que los ingresos que podrían haber obtenido en ese
mercado le habrían bastado para funcionar. Así se concreta en el Hecho probado
cuarto, donde se detectan varios días en los que los costes marginales revelados
por cada una de las centrales y unidades de generación (en días con despacho
en mercado diario, debidamente traslados a otros periodos) fueron inferiores a
los ingresos que habrían percibido de resultar casadas en el mercado diario, no
justificándose, por tanto, su falta de despacho.
Finalmente, si se toma como coste marginal de cada central el estimado a partir
de las referencias internacionales sobre cotizaciones del gas en España, tal y
como se realiza en el Hecho probado quinto, se concluye igualmente que las
ofertas de las centrales citadas de Naturgy Generación son superiores durante
varios días a sus costes estimados, comportamiento que no estaría justificado.
En relación con las referencias internacionales de cotizaciones del gas en
España utilizadas en esta estimación de costes, cabe señalar que los precios de
negociación que recogen dichas referencias están en el entorno de los precios
de las transacciones realizadas por la sociedad en el periodo analizado en el
mercado spot (tanto de compras de barcos como de negociaciones en el sistema
español), tal y como se muestra en el gráfico 8 [Confidencial] del Hecho probado
segundo, lo que muestra la validez de la referencia utilizada en este periodo.
Asimismo, dicha referencia se ajusta, en términos medios y durante el periodo
0
50
100
150
200
250
SAGU PBCN BES4 MALA1 SROQ1 ACE4 CTGN
Nº de día s
Oct 2015-Enero 2016
Oct 2016-Enero 2017
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de análisis, al precio de las transacciones realizadas en la península por los
operadores de gas, de acuerdo con la información recabada por esta Comisión
en el expediente de supervisión [---].
En resumen, la empresa imputada presentó ofertas anormales para las centrales
objeto de este expediente, tanto si se comparan con las de otros ciclos
combinados con similares características de contratación como si se comparan
con los costes marginales revelados por la propia central en otros días o con los
costes estimados a partir de referencias de gas internacionales. La presentación
de dichas ofertas le permitió la autoexclusión del mercado diario y su
programación posterior en el mercado de restricciones, produciéndose unos días
o pudiendo producirse en otros una alteración del despacho de generación.
Su despacho por restricciones técnicas –en los días en los que se produjo la
alteración de despacho- le permitió la obtención de un beneficio mínimo estimado
en, al menos,13.006.934 euros, tal y como se muestra en el Hecho probado
séptimo. Este importe se desglosa por unidades de generación de la forma
siguiente: 2.488.662 euros para Besós 4, de 1.781.131 euros para Puerto de
Barcelona 1, de 549.740 euros para Puerto de Barcelona 2, de 215.199 euros
para Sagunto 1, de 2.302.441 euros para Sagunto 2, de 1.251.272 euros para
Sagunto 3, de 2.893.193 euros para Málaga 1 y de 1.525.295 euros para San
Roque 1.
Como ya se ha dicho, el beneficio mínimo estimado se ha calculado como la
diferencia entre el valor de la energía vendida en el mercado de restricciones
técnicas respecto al mismo volumen de energía valorado al precio del mercado
diario durante los días en los que sus ingresos en mercado diario habrían
resultado superiores a cualquiera de las referencias de costes marginales
estimados en este expediente, coincidiendo además con días en los que la
empresa resultó programada por restricciones. En concreto, resultan 57 días en
los que se cumplen los criterios anteriores.
Este beneficio obtenido por la sociedad ha supuesto un incremento en igual
cuantía del coste que ha representado el proceso de restricciones técnicas para
la demanda– esto es, para los comercializadores que compran la energía en el
mercado para suministrar a los consumidores de electricidad-, durante los días
señalados en el Hecho probado séptimo. Todo ello, sin perjuicio del posible
incremento de precio diario que pudo suponer la falta del despacho de las
centrales en el mercado diario.
Finalmente, debe señalarse que el tipo infractor contemplado en el artículo 65.34
constitutivo del mismo, se contempla la finalidad perseguida (“…con el objeto de
alterar indebidamente el despacho de las unidades de generación o la casación
del mercado”). Es decir, el legislador sanciona un comportamiento orientado a
un objetivo, pero no exige que se haya alcanzado dicho objetivo para considerar
consumado el comportamiento infractor. En otros términos: no es una infracción
de resultado. En consecuencia, el beneficio obtenido no forma parte del tipo
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infractor, aunque permite graduar la cuantificación de la correspondiente
sanción.
Por ello, resulta sancionable en el marco de dicho precepto el comportamiento
probado durante varios días durante el periodo 1 de octubre de 2016 hasta el 31
de enero de 2017, con independencia de que, por los diferentes precios de
casación del mercado, los cuales no dependen de la voluntad del sujeto infractor,
los resultados de dicho comportamiento no hayan sido los mismos en los
diferentes días contemplados.
El resultado del comportamiento de Naturgy Generación para los días incluidos
en la Tabla 3 del Hecho probado séptimo, sí debe ser tenido en cuenta, en
cambio, a los efectos de evaluar el beneficio obtenido y graduar la cuantificación
de la sanción, lo que se hará en el Fundamento Jurídico VI.
III.3. Comisión de infracciones independientes por cada una de las
unidades de producción por Naturgy Generación S.L.U. (anteriormente Gas
Natural Fenosa Generación, S.L.U.)
Naturgy Generación ha cometido la conducta tipificada de modo independiente
a través de las ofertas de las unidades o grupos de generación (Besós 4, Puerto
de Barcelona 1, Puerto de Barcelona 2, Sagunto 1, Sagunto 2, Sagunto 3,
Málaga 1 y San Roque 1).
La alteración del despacho, núcleo del tipo infractor considerado, se consigue de
forma independiente con cada unidad o grupo de generación. La “unidad de
producción” constituye la base a los efectos de la formulación de ofertas y de la
definición de la programación o despacho. Así, el artículo 23.1 de la Ley 24/2013,
de 26 de diciembre señala: “Los productores de energía eléctrica efectuarán
ofertas económicas de venta de energía, a través del operador del mercado, por
cada una de las unidades de producción de las que sean titulares, bien físicas o
en cartera, cuando no se hayan acogido a sistemas de contratación bilateral o a
plazo que por sus características queden excluidos del sistema de ofertas, salvo
en aquellas instalaciones para las que hubiera sido autorizado un cierre temporal
de acuerdo a la normativa de aplicación.”
Si a través de las ofertas realizadas con cada unidad o grupo (y de la
coordinación de la mismas) se hubiera buscado una retirada efectiva de
capacidad o un resultado global sobre el precio del mercado (en beneficio de la
posición del agente generador frente a otros generadores) se podría haber
planteado una infracción de un tipo diferente, como sería, por ejemplo, la
infracción muy grave de manipulación del mercado, prevista en el artículo 64.38
de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre
17
. A este respecto, alude la interesada en
sus alegaciones a la inconsistencia de la CNMC con actuaciones pasadas y, en
17
“Cualquier manipulación tendente a alterar el precio de la energía eléctrica por parte de cualquier sujeto,
así como la inexactitud o falsedad de carácter esencial, en cualquier dato, manifestación o documento que
suponga una alteración del mercado de producción”.
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particular, se refiere al expediente SNC/DE/046/14 relativo al procedimiento
sancionador incoado a IBERDROLA GENERACIÓN S.A.U. por manipulación
fraudulenta tendente a alterar el precio de la energía mediante el incremento de
las ofertas de las unidades de gestión hidráulica de Duero, Sil y Tajo. En el citado
expediente, esta Sala concluyó que existía una única infracción. Pues bien, las
conductas analizadas en ambos expedientes no guardan similitud alguna a los
efectos postulados por la interesada. Y ello en la medida que en el expediente
SNC/DE/046/16 la conducta consistió en un incremento sostenido y progresivo
de las ofertas de las unidades de gestión hidráulica aludidas con la intención de
manipular el precio del mercado diario. Ello produjo una reducción en el volumen
de energía despachado desde los 51 GWh hasta incluso cantidades inferiores a
los 20 GWh. Todo ello determinó un incremento del precio del mercado diario
estimado en torno a los 7 euros/MWh y con el objetivo único de beneficiar a las
centrales inframarginales del sujeto infractor. Por tanto, se trataba de una
estrategia de manipulación conjunta de la empresa a través de las diferentes
unidades implicadas con el objetivo de alterar el precio del mercado para
beneficio de la propia empresa y no de las propias unidades objeto de sanción.
En el presente caso, se considera que el objetivo que se persigue con las
conductas está individualizado en relación a cada unidad, tratándose, en
particular, de la alteración del despacho de esa unidad, a fin de que la misma
sea llamada para resolver las restricciones técnicas de su concreta zona y
obteniendo o queriendo obtener un beneficio añadido.
En este sentido, la alteración da lugar a unos beneficios singulares de cada
unidad:
- La alteración del despacho tiene como resultado su programación por
restricciones durante 29 días en el caso de Besós 4, y por ella se obtienen
unos beneficios de 2.488.662 euros.
- La alteración del despacho tiene como resultado su programación por
restricciones durante 21 días en el caso de Puerto de Barcelona 1, y por ella
se obtienen unos beneficios de 1.781.131 euros.
- La alteración del despacho tiene como resultado su programación por
restricciones durante 9 días en el caso de Puerto de Barcelona 2, y por ella
se obtienen unos beneficios de 549.740 euros.
- La alteración del despacho tiene como resultado su programación por
restricciones durante 3 días en el caso de Sagunto 1, y por ella se obtienen
unos beneficios de 215.199 euros.
- La alteración del despacho tiene como resultado su programación por
restricciones durante 13 días en el caso de Sagunto 2, y por ella se obtienen
unos beneficios de 2.302.441 euros.
- La alteración del despacho tiene como resultado su programación por
restricciones durante 13 días en el caso de Sagunto 3, y por ella se obtienen
unos beneficios de 1.251.272 euros.
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- La alteración del despacho tiene como resultado su programación por
restricciones durante 21 días en el caso de Málaga 1, y por ella se obtienen
unos beneficios de 2.893.193 euros.
- La alteración del despacho tiene como resultado su programación por
restricciones durante 14 días en el caso de San Roque 1, y por ella se
obtienen unos beneficios de 1.525.295 euros.
Concurren así ocho infracciones cometidas con respecto a las ofertas
desproporcionadas de ocho unidades de generación, con el objeto de alterar el
despacho respectivo. Aparte de ello, para cada unidad o grupo, hay una
pluralidad de días en que la alteración de su despacho concurre, en función de
las características, costes, ubicación y, en todo caso, singular programación y
aprovechando la circunstancia de precios altos del mercado del período de
octubre de 2016 – enero de 2017.
Así, la conducta de la sociedad en el citado período consiste en realizar ofertas
en el mercado diario muy elevadas para sus grupos Besos 4, Puerto de
Barcelona 1 y 2, Sagunto 1, 2 y 3, Málaga 1 y San Roque 1 de forma
independiente, aun cuando el precio del mercado diario era especialmente
elevado, para, mediante su autoexclusión, alterar el despacho normal, con el
resultado añadido de la obtención de más ingresos por su despacho en el
mercado de restricciones técnicas, situación que en atención a las circunstancias
zonales ya indicadas era altamente probable.
En conclusión, la conducta descrita es plenamente subsumible a efectos
sancionadores en el tipo infractor del artículo 65.34 de la Ley 24/2013, de 26 de
diciembre, del Sector Eléctrico.
IV. CULPABILIDAD EN LA COMISIÓN DE LA INFRACCIÓN.
IV.1. Consideraciones generales.
La necesidad de que exista una conducta dolosa o culposa por parte del
administrado para que proceda la imposición de una sanción administrativa es
reconocida por la Jurisprudencia, de tal modo que «la acción u omisión calificada
de infracción administrativa ha de ser, en todo caso, imputable a su autor, por
dolo o imprudencia, negligencia o ignorancia inexcusable»
18
.
Por su parte, el artículo 28.1 de la Ley 40/2015, de 1 de octubre, dispone que
“Sólo podrán ser sancionadas por hechos constitutivos de infracción
administrativa las personas físicas y jurídicas, así como, cuando una Ley les
reconozca capacidad de obrar, los grupos de afectados, las uniones y entidades
sin personalidad jurídica y los patrimonios independientes o autónomos, que
resulten responsables de los mismos a título de dolo o culpa”.
18
Entre otras, Sentencias del Tribunal Supremo de 22 de abril de 1991, Sala de lo Contencioso-
Administrativo, Sección 6ª, de 12 de mayo de 1992, Sala de lo Contencioso-Administrativo,
Sección 6ª, y 23 de febrero de 2012, Sala de lo Contencioso-Administrativo, Sección 2ª.
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En todo caso, el elemento subjetivo que la culpabilidad supone se refiere a la
acción en que la infracción consiste y no a la vulneración de la norma, tal y como
ha declarado reiteradamente la jurisprudencia. Así, la sentencia del Tribunal
Supremo de 30 de enero de 1991 (Sala de lo Contencioso-Administrativo,
Sección 7ª), en su Fundamento de Derecho 4, indica:
«Por último, en cuanto a la alegada ausencia de intencionalidad de incumplir las
disposiciones legales, referidas en la resolución sancionadora, y a la necesidad
del dolo o culpa como elemento de la infracción administrativa, debe señalarse
que, sin negar este elemento, no puede afirmarse que el dolo o la culpa deban
entenderse como acto de voluntad directamente referido a la vulneración de la
norma que define el tipo de falta, sino que con lo que debe relacionarse dicha
voluntad, como elemento del dolo o culpa, es con la conducta y el resultado de
ella que dicha norma contempla como supuesto del tipo de falta.
No es que se quiera vulnerar la norma, sino que se quiera realizar el acto que la
norma prohíbe».
IV.2. Examen de las circunstancias concurrentes en el presente caso.
Siguiendo lo indicado en el precedente Fundamento Jurídico III, el tipo infractor
contemplado en el artículo 65.34 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, define
un comportamiento finalista, que persigue un objetivo: mediante la presentación
de ofertas anormales o desproporcionadas, se busca alterar el despacho de
generación. Esto es lo sancionable, se logre o no el objetivo, como se ha
expuesto anteriormente. Por ello, es difícil concebir un supuesto de hecho en
que, por negligencia o descuido, pueda un sujeto del mercado incurrir en el
mismo. Es un comportamiento doloso por definición, en la medida en que la
intención del autor es parte de la definición del tipo.
Se hace preciso no obstante explicitar, en referencia directa a los hechos
constatados en este procedimiento, los diferentes elementos de conocimiento e
intencionalidad que llevan a la calificación como doloso del comportamiento de
la sociedad imputada y que han sido expuestos de modo genérico a lo largo del
análisis de la tipicidad de los hechos. El comportamiento doloso exige
conocimiento de las consecuencias de la acción y voluntad inequívoca de que
se produzcan.
A estos efectos, cabe destacar la situación provocada por la seguridad de
suministro en las zonas donde se ubican estos grupos y centrales de ciclo
combinado permite conocer de antemano la alta probabilidad de que las
centrales de referencia resulten despachadas por restricciones cuando no
resultan casadas en el mercado diario, por lo que la elevación del precio de las
ofertas, comportamiento contrario a la racionalidad económica, podía recibir con
frecuencia la recompensa de ser despachado en el mercado de restricciones
técnicas. Por tanto, hay una razonable expectativa, por parte de la mercantil de
que, al elevar el precio de las ofertas, se puede producir con mucha probabilidad
la autoexclusión de la unidad de generación o lo que es lo mismo, dicho de otro
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modo, se altera el despacho ordinario o normal de las distintas unidades de
generación para dar paso a otro despacho que ya no es el que correspondería a
la formación de precios en atención a costes marginales. Por tanto, Naturgy
Generación teniendo en cuenta además su carácter de operador dominante,
conocía la singularidad de estos grupos de generación eléctrica.
En cuanto a la voluntad de intentar la alteración del despacho queda probada de
modo evidente si comparamos el comportamiento de la sociedad con sus otros
grupos de generación que no están en zonas de restricción. Hay que añadir
además que las ocho unidades de generación incluidas en este expediente
sancionador son las que presentan un mayor funcionamiento, tal y como se
puede apreciar en el gráfico siguiente. Se trata, por tanto, de un comportamiento
voluntario que se concentra en todas aquellas centrales que presentan una
mayor programación tanto por mercado diario como en otros mercados.
Gráfico 27. Programación de los ciclos combinados de GNFG, S.L, en los distintos
mercados de electricidad en 2016:
Fuente: CNMC
Tal como se ha expuesto ampliamente en el precedente fundamento jurídico, el
comportamiento de la interesada es el resultado de una estrategia de ofertas
consciente, deliberada y orientada a lograr que la producción de sus centrales
de ciclo combinado de Besós 4, Málaga 1, San Roque 1, Sagunto 1, 2 y 3 y
Puerto de Barcelona 1 y 2 resultaran retribuidas al precio de sus ofertas por
restricciones técnicas.
En definitiva, Naturgy Generación decide realizar sus ofertas al mercado diario
por las centrales antes citadas a un precio elevado, siendo consciente de que
dicho valor elevado de sus ofertas le impediría casar en dicho mercado diario, y
ello lo hace conociendo el contexto generalizado de precios altos del mercado
diario en el período octubre 2016 – enero 2017, el cual le podría permitir cubrir
sus costes marginales. La sociedad está al corriente de que las restricciones
técnicas en las zonas identificadas obligarán –con alta probabilidad- a programar
sus centrales en ese segmento del mercado, en el que sabe que obtiene unos
-
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
Sagunto BES4 Puerto
Barcelona
Malaga San Roque ACE4 Cartagena Sabon Palos
2016
MWh
Mercado diario Restricciones técnicas Intradiario Resto Segmentos
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ingresos superiores a los que se obtienen en el mercado diario; circunstancia de
la que busca aprovecharse, excluyéndose del mercado diario.
V. VALORACIÓN DE LAS ALEGACIONES EFECTUADAS POR NATURGY
GENERACIÓN S.L.U. (ANTERIORMENTE GAS NATURAL FENOSA
GENERACIÓN, S.L.U.)
V.1. Alegaciones sobre el procedimiento tramitado.
Naturgy Generación alega que durante la tramitación del procedimiento
sancionador se ha vulnerado su derecho de defensa y se ha infringido el principio
de presunción de inocencia además de destacar que el expediente adolece de
pruebas suficientes para destruir la citada presunción.
A este respecto, debe señalarse que el procedimiento tramitado por la CNMC se
ha ajustado plenamente a lo previsto en la Ley 39/2015, de 1 de octubre, y a las
especialidades procedimentales contempladas en la Ley 24/2013, de 26 de
diciembre. Así, debe indicarse que, tanto el acuerdo de incoación del
procedimiento, como la propuesta de resolución formulada por el órgano
instructor cumplen escrupulosamente los requisitos establecidos en los artículos
64 y 89 de la citada Ley. El interesado ha dispuesto de plazos más amplios que
los preceptivamente establecidos para formular alegaciones y presentar los
documentos pertinentes. A mayor abundamiento, debe subrayarse que las
ampliaciones de plazo interesadas han sido conferidas por el órgano instructor.
Todas las solicitudes presentadas han sido debidamente respondidas y
motivadas como consta en los antecedentes de hecho anteriormente referidos.
Finalmente, la sociedad ha accedido al expediente en dos ocasiones y ha tenido
a su disposición de forma permanente las fuentes de prueba obrantes en el
mismo (principalmente folios 250 a 386), pruebas que acreditan de forma
indubitada la comisión de la conducta imputada como se desarrolla
pormenorizadamente en la presente resolución.
V. 2 Alegaciones sobre los hechos considerados probados.
Se analizan aquí las alegaciones remitidas por Naturgy Generación a la
Propuesta de Resolución, tanto en el propio escrito de la empresa, como en el
informe elaborado por [CONSULTORA] adjunto a dicho escrito (folios 496 al
551).
a) Según el informe de [CONSULTORA], las ofertas de los ciclos de
Naturgy Generación fueron normales en comparación con el resto de
ciclos existentes en el sistema.
[CONSULTORA] afirma que las ofertas de los ciclos investigados
estuvieron en línea con las ofertas del resto de operadores e incluso
resultaron ser más económicas que las de sus competidores. Para
obtener esta conclusión, compara las ofertas presentadas por los 51
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grupos de ciclos combinados existentes en el sistema eléctrico con las de
sus centrales, indicando que todas ellas tienen la capacidad de producir
electricidad a costes muy similares y, por tanto, compiten en igualdad de
condiciones. Por ello, [CONSULTORA] afirma que la CNMC emplea una
muestra de ciclos selectiva en lugar de mostrar las ofertas de los 51
grupos existentes, sin que se hayan aportado las razones para escoger
esta muestra.
A este respecto, cabe señalar que, tal y como se indica en el Hecho
probado primero, el criterio de selección es el de mostrar aquellos ciclos
combinados que cuentan con similares características de contratación. Se
detalla que la selección de la muestra se realiza a partir de las centrales
que presentan un régimen de funcionamiento similar, lo que determina en
última instancia la modalidad de contratación de los peajes de acceso y,
en definitiva, que oferten en el mercado con una estructura de costes
marginales similares. Así, se han descartado aquellas centrales que, a
diferencia de las centrales investigadas, registraban un régimen de
funcionamiento reducido y que, por tanto, no contaban con peajes de
acceso de largo plazo (los peajes de acceso a la red de gas de corto plazo
resultaban entre 8 y 11 €/MWh más caros que las que contaban con
peajes de largo plazo).
No obstante, [CONSULTORA] afirma que todos los ciclos combinados
tienen la capacidad de contratar las mismas tarifas y modalidad de
contratos (largo plazo, anuales, mensuales, diarios, etc.) y, por tanto,
todos son comparables, independientemente del peaje contratado de
acceso a la red de gas. Así, señala que un ciclo combinado que contrata
sus peajes diariamente tiene la opción de contratar un peaje anual en
cualquier momento del tiempo. A este respecto, cabe señalar que, si bien
es cierto que todos los ciclos tienen la posibilidad de contratar las
modalidades de largo plazo, también es cierto que no todos los ciclos
optan por contratarlo, si consideran que sus oportunidades de
funcionamiento son reducidas. Esta situación es particularmente típica en
los últimos años, en una situación caracterizada por un exceso de
capacidad, donde cada vez menos centrales optan por realizar contratos
de peajes de acceso de largo plazo, ante la incertidumbre que supone un
eventual escenario de elevada producción renovable. Este escenario no
resulta aplicable a las centrales investigadas, ya que cuentan con una
elevada probabilidad de programación ante cualquier escenario por estar
localizadas en zonas con problemas de seguridad de suministro locales.
Como consecuencia de esta diferencia derivada de los costes de
contratación de los peajes, las centrales que no cuentan con peajes de
largo plazo tienen un funcionamiento mucho menor que las que sí cuentan
con ellos, lo que demuestra que no son comparables a las expedientadas,
y que, por tanto, el criterio de selección aplicado es correcto. Así, por
ejemplo, cabe citar que las centrales de la propia Naturgy Generación que
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contaban con peaje de gas de largo plazo estuvieron funcionando durante
el periodo de análisis a un 60% de su carga, en términos medios, mientras
que las centrales de esta misma empresa que no contaban con ese
contrato, tuvieron un funcionamiento mucho menor aun estando
localizadas en zona de restricciones técnicas, alcanzando un 12% de su
carga.
Adicionalmente, del total de ciclos combinados, se descartan de la
muestra aquellas centrales que no tienen la posibilidad de vender su gas
en otros mercados y, por tanto, sus costes marginales fueron menores
que los que podría tener Naturgy Generación. Este criterio es
conservador, ya que, como se ha indicado en el Hecho probado segundo,
una serie de centrales de Naturgy Generación -[CONFIDENCIAL]-
contaban durante el periodo de análisis con un contrato de suministro
base con [CONFIDENCIAL].
Finalmente, se eliminan del estudio, en cualquier caso, las centrales que
son objeto de otro expediente sancionador en el mismo periodo.
Teniendo en cuenta todo lo anterior, durante el periodo de análisis la
muestra formada por las centrales expedientadas en el periodo, más las
utilizadas para la comparación – en total 20 centrales- representaron el
70% de la producción de los ciclos combinados, mientras que las 31
restantes representaron el 30%
19
.
Por otra parte, [CONSULTORA] también afirma que no solo la muestra de
ciclos utilizada está sesgada, sino que también algunas de las ofertas
realizadas por los ciclos son excluidas del análisis. Tal y como se indica
en el Hecho probado primero, se muestran las ofertas de los ciclos para
aquellos periodos en los que resultaban comparables. Es decir, en el caso
de que una central cuente con peajes de largo plazo únicamente en
algunos de los meses del periodo de análisis, solo se muestran dichos
periodos en la comparación dado que, en el resto de los meses, sus
costes marginales no resultaban comparables.
b) Según el informe de [CONSULTORA], el uso del coste marginal como
referencia de proporcionalidad carece de sentido lógico.
Según el informe de [CONSULTORA], resulta erróneo el parámetro de
desproporción utilizado en la Propuesta de Resolución, al comparar las
ofertas con costes marginales, ya que para determinar que las ofertas son
desproporcionadas se deben comparar con un precio razonable. Así, asegura
que en mercados como el de generación eléctrica, caracterizado por
19
Estos porcentajes se mantienen si el análisis se realiza considerando todo el año 2016 lo que
da muestra de que el comportamiento de unas centrales frente a otras se encuentra muy influido
por la contratación de los peajes de largo plazo.
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elevados costes de inversión en comparación con su coste marginal, la
referencia de precio razonable es el coste incremental de largo plazo, que
incluye costes fijos de la empresa. La empresa concluye que los grupos
investigados nunca superaron dicho coste incremental de largo plazo y, por
tanto, sus ofertas resultaron proporcionadas.
A este respecto se señala que, si bien el coste incremental de largo plazo es
determinante en la decisión de inversión de la empresa, dicho coste nada
tiene que ver con las ofertas que una empresa que maximice beneficios
realizará en el mercado diario. En particular, una empresa ofertará a su coste
marginal ya que querrá vender siempre y cuando el precio cubra al menos
dichos costes, de modo que la diferencia entre éstos y el precio resultante del
mercado contribuirá a la recuperación de sus costes fijos.
Cuando una empresa decide entrar en el mercado debe analizar si los precios
eléctricos esperados serán iguales o superiores al coste incremental de largo
plazo. Si los precios eléctricos esperados son inferiores al coste incremental
de largo plazo no acometerá la inversión y, si son superiores, entrará en el
mercado, y recuperará sus costes fijos si los precios eléctricos durante la vida
útil de la inversión están en línea o son superiores a los previstos.
Como ya se ha indicado anteriormente, la racionalidad económica de un
agente que opera un ciclo combinado en el mercado eléctrico español
consiste en ofertar siempre los costes marginales (de corto plazo) de su ciclo
combinado, al objeto de maximizar la probabilidad de que su oferta resulte
casada en el mercado diario: Ofertas inferiores podrían no cubrir sus costes
marginales siempre y cuando dichas ofertas fueran las que determinaran el
precio (i.e., sus ofertas son las últimas necesarias para cubrir la demanda) y
ofertas superiores a sus costes marginales podrían ser desplazadas en el
orden de mérito por otras ofertas realizadas por los competidores aun siendo
dichas ofertas superiores a sus costes marginales.
La estrategia de una empresa al ofertar no será la de intentar incorporar en
dichas ofertas sus costes fijos (lo que la excluiría de poder vender su energía
con toda probabilidad), sino la de resultar casada siempre que el precio cubra
al menos sus costes marginales, dado que la diferencia entre éstos y el precio
resultante del mercado (siempre igual o superior a dichos costes) contribuirá
a la recuperación de dichos costes fijos
20
. Así, en su libro Economía básica
del sector eléctrico, Steven Stoft (2002) también explica qué es la diferencia
entre el coste marginal de cada central y el precio marginal que resulte del
cruce de oferta y demanda agregada lo que permite obtener los llamados
beneficios de corto plazo. Y que estos beneficios de corto plazo son los que
20
Kahn, A. E., Cramton, P. C., Porter, R. H., & Tabors, R. D. (2001): “More important, they know
also that on their accepted bids they will receive the full benefit of whatever price above that level
is necessary to equate demand and supply in the market, regardless of the level of their own bids,
permitting them to pocket the difference between their avoidable costs and the market-clearing
price as a necessary contribution toward recovery of their fixed charges and profits.”
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deberían contribuir, en el largo plazo, a la recuperación de la totalidad de los
costes.
También Borenstein (2000)
21
aclara la diferencia entre la oferta y el precio del
mercado:
“Es importante entender que una empresa precio aceptante no vende su
producción a un precio igual al coste marginal de cada unidad que
produce. Vende toda su producción al precio de mercado, que se
establece por el cruce entre la demanda y la oferta en el mercado.”
22
La Autoridad de Competencia y Mercados de Reino Unido (CMA) considera
que en mercados competitivos marginalistas, en los que los precios de
casación resultan de la oferta más cara necesaria para cubrir la demanda, las
empresas ofertarán a su coste marginal. La diferencia entre los costes
marginales de las centrales y el precio del mercado es lo que permite la
recuperación de sus costes fijos
23
.
El regulador del mercado eléctrico irlandés (SEM) en su código de conducta
para los mercados de Balance, también recoge que las ofertas de los agentes
incorporarán los costes marginales de corto plazo (short run marginal cost)
24
.
También el regulador francés (CRE) aplica el criterio de ofertar considerando
los costes marginales para supervisar la formación del precio del mercado de
generación comparando los precios del mercado con los costes marginales
de generación de la empresa EDF, y así determinar si existe poder de
mercado
25
.
21
Borenstein, S. (2000). Understanding competitive pricing and market power in wholesale
electricity markets. The Electricity Journal, 13(6), 49-57.
22
Borenstein, S. (2000): “It is important to understand that a price-taking firm does not sell its
output at a price equal to the marginal cost of each unit of output it produces. It sells all of its
output at the market price, which is set by the interaction of demand and all supply in the market.”
23
Autoridad de Competencia y Mercados de Reino Unido: CMA (2016) Energy market
investigation. Final report: “The curve also demonstrates the importance of prices at peak times
for the recovery of fixed costs. A coal or CCGT asset owner will only earn substantial margins
when price is set by oil or OCGT plant.”
24
I-SEM Balancing Market Principles Code of Practice -Decision Paper. 11 July 2017: “This Code
makes provision for the purpose of securing that complex bid offer data reasonably reflect the
short run marginal cost of operating the generation set or unit to which they relate, thereby
facilitating the efficient operation of the I-SEM Balancing Market by helping to ensure that
generators cannot exercise market power in the generation of electricity on the island of Ireland
or any part thereof.”
25
Functioning of the wholesale electricity, CO2 and natural gas markets. 2015-2016. CRE: “With
regard to the formation of the spot price, CRE specifically monitors differences existing between
the prices in the spot market and the marginal costs of EDF's generation facilities resulting from
the calculation of its daily optimization models. […] CRE considers that the difference measured
for 2015 remains within a range that does not reflect the exercise of market power.”
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En este mismo sentido, la Autoridad de Regulación Económica Australiana
ha establecido de una manera más concluyente que ningún generador debe
ofrecer precios que no reflejen una expectativa razonable de sus costes
marginales de generación de corto plazo
26
. Asimismo, insiste en que, en el
corto plazo, el coste económico de los costes fijos es cero pues el generador
no puede evitar incurrir en ellos en el corto plazo, independientemente de su
decisión de funcionar o no. Por tanto, en el corto plazo, la decisión de un
generador debe basarse únicamente en los costes marginales de corto plazo.
En este sentido, aporta el siguiente ejemplo que se considera clarificador:
“Tomemos, por ejemplo, la decisión de construir una central eléctrica de gas en
lugar de la decisión de vender electricidad de una central eléctrica de gas que ya
se ha construido. La primera es una decisión a largo plazo: la empresa debe
decidir si cree que la inversión valga la pena en función del valor presente del
flujo esperado de ingresos futuros y costos […].
Sin embargo, una vez que se construye la planta, la decisión sobre cuanta
electricidad debe ser producida se convierte en una decisión de corto plazo y los
costes de construcción de la planta se vuelven relegados al pasado. […]. Por lo
tanto, la decisión económica óptima para determinar cuanta electricidad se debe
producir, más allá de aquella para la cual pueden existir contratos, se determina
simplemente por el suministro de un MWh adicional siempre que eso aporte un
beneficio para la empresa. Esto depende únicamente de si el precio del mercado
supera el coste inmediato de producción.”
27
c) Según el informe de [CONSULTORA], el uso del coste marginal como
referencia de proporcionalidad es contradictorio con la
jurisprudencia existente en materia de competencia.
[CONSULTORA] considera necesario revisar las consideraciones de las
autoridades de competencia y tribunales de justicia sobre qué nivel de precios
puede ser considerado excesivo.
26
Short run marginal cost - discussion paper. 2008. Economic Regulation Authority. Western
Australia.“A Market Generator must not, for any Trading Interval, offer prices within its Portfolio
Supply Curve that do not reflect the Market Generator’s reasonable expectation of the short run
marginal cost of generating the relevant electricity when such behavior relates to market power.”
27
“Take, for instance, the decision to build a gas fired power station as opposed to the decision
to sell electricity from a gas fired power station that has already been built. Th e former is a long
run decision: the firm must decide whether it believes the investment will be worthwhile based on
the present value of the expected flow of future revenues and costs, with the certainty of revenue
and cost flow typically guaranteed by long run contracts with take-or-pay provisions (so as to
ensure the recovery of sunk costs). Once the plant is built however, the decision as to how much
electricity should be produced becomes a short run decision and the plant’s construction costs
become relegated to the past. In a competitive market, the firm would face a market price that it
cannot control: a “take it or leave it” proposition. Therefore, the optimal economic decision for
determining how much electricity should be produced, over and above that for which take-or-pay
contracts may exist, is determined simply by whether supply of an additional MWh increases the
firm’s bank balance or decreases it. This depends solely on whether or not the price that is
available for incremental amounts of electricity exceeds the immediate costs of production.”
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A este respecto, cabe señalar que todas las referencias citadas en el escrito
de alegaciones se refieren a situaciones de posición de dominio en el
mercado. El argumento utilizado en el párrafo 7.40 del escrito de alegaciones
versa sobre que “La única diferencia entre un caso de precios excesivos y un
caso de ofertas desproporcionadas radica en que un caso de precios
excesivos es necesario demostrar, además del carácter excesivo del precio,
que la empresa disfruta de posición de dominio en el mercado. Por lo tanto,
un precio no puede ser considerado desproporcionado, si tampoco es
considerado excesivo”. La jurisprudencia y actuaciones administrativas
descritas tratan de mostrar que ofertas que incorporen costes fijos no
amortizados son una práctica legítima por parte de las empresas.
De entrada, debe ya indicarse que las conductas abordadas en los
expedientes citados constituían abusos de posición de dominio. Por el
contrario, la tipificación de la conducta analizada en la presente Resolución
viene establecida en el artículo 65.34 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre,
“La presentación de ofertas con valores anormales o desproporcionados con
el objeto de alterar indebidamente el despacho de las unidades de generación
o la casación del mercado”, y no precisa evidentemente de la acreditación de
cuestiones propias del ámbito de defensa de la competencia, en particular, la
propia existencia de posición de dominio, sino de otros elementos analizados
ya sobradamente en el Fundamento Jurídico III de la presente resolución.
Sin perjuicio de lo anterior, y a mayor abundamiento, debe señalarse que las
referencias citadas por [CONSULTORA] se refieren a casos que nada tienen
que ver con el mercado eléctrico: expediente CNC 626/07 Canarias de
explosivos, Tribunal de apelación de Sudáfrica-caso Mittal sobre precios del
acero, TJUE Asunto 66/86 Ahmed Saad sobre comercialización de billetes de
vuelos internacionales, Comisión Europea – Scandilines Sverige AB v Port of
Helsingborg sobre precios aplicados por el puerto y Autoridad de
Competencia Italiana - caso Aspen sobre precios de tratamiento contra el
cáncer. El mercado de generación de electricidad es un mercado organizado
con unas reglas explícitas, donde el funcionamiento de una central y su
retribución se determina en unas subastas marginalistas repetitivas en las
que el precio que recibe una empresa no es el precio de su oferta, sino el que
viene fijado por el cruce entre la curva agregada de las ofertas de las
instalaciones de generación y la curva agregada de la demanda. El único
caso citado por [CONSULTORA] referido al mercado eléctrico se
corresponde con el caso Elsam de la Autoridad de Competencia de
Dinamarca y Alto Tribunal Marítimo y Comercial de Dinamarca, cuyo análisis
se basa en un contexto de monopolio no comparable con el caso analizado.
d) Según el informe de [CONSULTORA], la regulación del sector
eléctrico no exige que las ofertas guarden una relación con el coste
marginal.
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Afirma [CONSULTORA], a este respecto, que el artículo 65.34 de la Ley
24/2013 no estipula en ningún caso que la proporcionalidad de las ofertas
guarde una relación con el coste marginal de producción, y que, si lo hubiera
considerado necesario, la Ley hubiera hecho mención explícita de dicha
obligación.
A este respecto, se considera que, en lo relativo a la ausencia de previsiones
normativas aplicables, no puede dejar de tenerse en cuenta que la propia Ley
24/2013, de 26 de diciembre, introdujo el tipo infractor establecido en el
artículo 65.34, a fin de sancionar, precisamente, la presentación de ofertas
con valores anormales o desproporcionados con el objeto de alterar
indebidamente el despacho de las unidades de generación. Con la
introducción de este tipo sancionador –y sin perjuicio de otras previsiones
que al respecto se contienen también en la Ley 24/2013- queda clara la
voluntad del legislador de limitar la libertad de actuación de los generadores
a la hora de presentar sus ofertas. Es evidente que esa libertad no les ampara
para presentar ofertas cuando éstas tienen valores anormales o
desproporcionados, y se presentan –como en este caso- con la finalidad de
alterar el despacho de la generación; esta conducta está prohibida, y su
realización es objeto de sanción.
La presentación de ofertas elevadas que provocan la alteración del despacho
y la obtención de ingresos posteriores en el segmento de restricciones
técnicas, como las analizadas en este expediente, son el más claro ejemplo
de conductas subsumibles en el nuevo tipo infractor establecido
expresamente por el legislador en 2013 con el fin de evitar este tipo de
conductas.
Adicionalmente, afirma [CONSULTORA] que, cuando el regulador ha querido
establecer cómo deben realizarse las ofertas al mercado diario lo ha regulado
expresamente, como es el caso del mecanismo de restricciones por garantía
de suministro por el que se incentivaba a determinadas centrales de carbón
a consumir carbón autóctono. A este respecto, cabe señalar que es lógico
que existiese esta obligación en este caso particular, dado que este
mecanismo establecía una retribución regulada para estas centrales por
considerarlo un servicio de interés económico general. En este caso
concreto, cuando la normativa ha tenido que establecer esta obligación, lo ha
hecho con la premisa de minimizar el impacto sobre el mercado eléctrico, y
bajo esa filosofía, fijó que las centrales afectadas debían participar en el
mercado diario, ofertando a sus costes marginales de producción (de acuerdo
con referencias internacionales de cotización del carbón) y no incluyendo sus
costes fijos, siguiendo, por tanto, los mismos criterios definidos en esta
Resolución.
e) Según el informe de [CONSULTORA], de ser adoptada la Resolución,
al no poder ofertar costes fijos, la seguridad del suministro se
comprometería en el corto plazo.
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Según [CONSULTORA], si se adoptara la propuesta de Resolución, se
eliminaría la perspectiva de recuperación de una parte significativa de los
costes fijos, por lo que los ciclos combinados tendrían que cerrar para evitar
pérdidas, quedando comprometida la seguridad del suministro.
A este respecto, cabe señalar en primer lugar, tal y como se ha dicho
anteriormente, que la incorporación de costes fijos a las ofertas al mercado
diario por parte de la sociedad, no persigue la recuperación de dichos costes,
sino la autoexclusión de sus centrales de ese mercado y, por tanto, su
renuncia a conseguir cualquier tipo de ingreso procedente del mismo.
En segundo lugar, es obvio decir que una mala práctica como es el
comportamiento sancionado en este expediente, no puede aceptarse con el
pretexto de permitir la recuperación de costes de una central y, por tanto, de
atraer las inversiones necesarias para garantizar el suministro eléctrico.
Finalmente, en el apartado 7.1.2 del informe de [CONSULTORA] se afirma
que “los ciclos combinados en el mercado español de electricidad nunca
recuperarían sus costes ofertando según el modelo propuesto por la CNMC”,
dado que “los ciclos combinados son la tecnología de producción del sector
eléctrico español con el coste marginal más elevado”. En este sentido, cabe
señalar que la recuperación de costes fijos no debe analizarse en el corto
plazo sino en un periodo amplio que abarque la vida útil de la instalación.
Durante ese periodo, la tecnología marginal en cada momento dependerá en
gran medida de la relación existente entre el precio de los combustibles de
gas y carbón, del precio de los derechos de emisión del mercado europeo del
CO2, de los impuestos que recaen sobre cada combustible, de los precios a
plazo de la electricidad, etc. En particular, en determinados periodos como,
por ejemplo en 2019, la tecnología del carbón se convierte en la tecnología
marginal, siendo en este caso, entre 8 y 10 €/MWh
28
más cara que la de los
ciclos combinados. Asimismo, no todos los ciclos combinados son iguales
desde un punto de vista técnico y económico ya que presentan diferencias
de eficiencia, gestión empresarial, contratación de peajes de acceso a la red
de gas, etc., por lo que sus costes marginales presentan diferencias
significativas que pueden llegar a superar los 15-20 €/MWh dentro de la
misma tecnología. Por tanto, siempre que resulte despachada una central
más cara que un determinado ciclo combinado, el precio que percibirá el ciclo
combinado no es el precio de su oferta sino el precio del mercado (fijado por
el cruce entre esa oferta de la central más cara y la demanda), y es la
diferencia entre ambos, lo que contribuirá a la recuperación de sus costes
fijos. Adicionalmente, después del mercado diario, las centrales pueden
acudir a otros mercados posteriores para proporcionar servicios al operador
28
Datos de marzo – abril de 2019. Coste de una central de carbón en zona costera frente a coste
de una central de ciclo combinado considerando precio del carbón, del gas y del CO2 según
mercados internacionales.
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del sistema, cuya retribución también contribuye a la recuperación de sus
costes fijos.
Finalmente, en el párrafo 7.7 de su escrito de alegaciones, [CONSULTORA]
afirma que “en un mercado competitivo como el eléctrico, caracterizado por
elevados costes fijos y de inversión, una oferta proporcional se encuentra en
algún lugar entre el coste marginal (de corto plazo) y el LRIC”. Si fuera cierto,
como afirma [CONSULTORA] en el párrafo 7.14 de su escrito de alegaciones,
que “los ciclos combinados son la tecnología de producción del sector
eléctrico español con el coste marginal más elevado” y que “todos los ciclos
del sistema eléctrico español tienen características tecnológicas similares”,
tal y como se afirma en el párrafo 3.11 de su escrito de alegaciones, una
oferta proporcional (i.e., entre el coste marginal (de corto plazo) y el coste
incremental de largo plazo) nunca recuperaría los costes fijos porque los
precios medios serían inferiores al coste incremental de largo plazo. Cabe
señalar que [CONSULTORA] estima que las ofertas de los ciclos de Naturgy
se encuentran entre un 33% y un 37% por debajo del coste incremental de
largo plazo. Por tanto, si la descripción y el funcionamiento del mercado diario
fuera acorde con la descripción que hace [CONSULTORA], dichas ofertas no
permitirían recuperar los costes fijos ya que el precio de mercado no sería
nunca superior a las mismas (dado que todos los ciclos combinados son
similares y son siempre la tecnología marginal).
VI. SANCIÓN APLICABLE A LAS INFRACCIONES COMETIDAS POR
NATURGY GENERACIÓN S.L.U (ANTERIORMENTE, GAS
NATURAL FENOSA GENERACIÓN, S.L.U)
El artículo 67 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, prevé,
en su apartado 1, una multa no inferior a 600.000 euros, ni superior a 6.000.000
euros por la comisión de una infracción grave; si bien indica en su apartado 2
que la sanción no podrá superar el 10% del importe neto anual de la cifra de
negocios del sujeto infractor.
Dicho límite máximo del artículo 67.2 se concreta en el presente caso en la cifra
de 192.643.600 euros, es decir, más de 190 millones de euros, dado que la cifra
de negocios de Naturgy Generación, S.L.U. (anteriormente Gas Natural Fenosa
Generación, SAU) es de 1.926.436.000 de euros, según resulta de sus cuentas
anuales depositadas en el registro mercantil de Madrid, correspondientes al
ejercicio 2017.
Por su parte, el artículo 67.4 de la Ley 24/2013 establece que la cuantía de la
sanción a imponer dentro de los límites indicados, se graduará teniendo en
cuenta los siguientes criterios:
a) El peligro resultante de la infracción para la vida y salud de las
personas, la seguridad de las cosas y el medio ambiente.
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b) La importancia del daño o deterioro causado.
c) Los perjuicios producidos en la continuidad y regularidad del suministro.
d) El grado de participación en la acción u omisión tipificada como
infracción y el beneficio obtenido de la misma.
e) La intencionalidad en la comisión de la infracción y la reiteración en la
misma.
f) La reincidencia por comisión en el término de un año de más de una
infracción de la misma entidad cuando así haya sido declarado por
resolución firme en vía administrativa.
g) El impacto en la sostenibilidad económica y financiera del sistema
eléctrico.
h) Cualquier otra circunstancia que pueda incidir en el mayor o menor
grado de reprobabilidad de la infracción.
Por su parte, la Ley 40/2015, de 1 de octubre, de Régimen Jurídico del Sector
Público, en su artículo 29, Principio de proporcionalidad, establece en su
apartado 2 que “El establecimiento de sanciones pecuniarias deberá prever que
la comisión de las infracciones tipificadas no resulte más beneficiosa para el
infractor que el cumplimiento de las normas infringidas” siendo ésta una regla
que conduce al necesario análisis del beneficio obtenido como consecuencia del
comportamiento analizado.
Asimismo, el apartado 3 del mismo artículo 29 de la Ley 40/2015 establece que,
en la determinación normativa del régimen sancionador, así como en la
imposición de sanciones por las Administraciones Públicas se deberá observar
la debida idoneidad y necesidad de la sanción a imponer y su adecuación a la
gravedad del hecho constitutivo de la infracción. Añade que la graduación de la
sanción considerará especialmente los siguientes criterios:
a) El grado de culpabilidad o la existencia de intencionalidad.
b) La continuidad o persistencia en la conducta infractora.
c) La naturaleza de los perjuicios causados.
d) La reincidencia, por comisión en el término de un año de más de una
infracción de la misma naturaleza cuando así haya sido declarado por
resolución firme en vía administrativa.
Atendiendo a las circunstancias indicadas, tanto en la Ley 24/2013 como en la
Ley 40/2015, se tiene en cuenta el hecho de que el incumplimiento no ha
supuesto peligro para la vida o la salud de las personas, o la seguridad o el medio
ambiente.
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Sin embargo, se ha alterado o pretendido alterar el normal despacho de las
unidades de generación, ya que durante un importante período de tiempo –
cuatro meses, coincidente además con precios altos en el mercado- se ofertaron
precios más elevados para conseguir la autoexclusión de una serie importante
de unidades de generación para obtener, con una actuación que a la postre se
ha revelado contraria a la racionalidad económica, un beneficio superior e ilícito
de los generadores, en perjuicio, en última instancia, del conjunto de los
consumidores del sistema eléctrico.
Adicionalmente, es preciso tener en cuenta que la prohibición que establece el
artículo 29.2 de la Ley 40/2015 de que la sanción no resulte más beneficiosa
para el infractor que el incumplimiento de las normas infringidas, justifica que la
sanción que se proponga no pueda ser inferior al citado beneficio que ha sido
calculado en el hecho probado séptimo y en el cuadro de ingresos que allí se
contempla, así como en el Fundamento Jurídico III de la presente resolución.
Finalmente, como se ha puesto de manifiesto en el citado Fundamento Jurídico
de la presente resolución, se han cometido en el presente caso, ocho
infracciones, una por cada grupo o unidad de producción. Estas ocho
infracciones del artículo 65.34 han sido cometidas de forma independiente, en
días y por unidades de generación diferentes. El hecho de la pertenencia de las
distintas unidades de generación a la misma sociedad determina, por razones
obvias de celeridad y eficacia, la tramitación procedimental acumulada, pero a la
hora de sancionar ha de entenderse que la mercantil ha cometido tantas
infracciones, al menos, como unidades de generación con las que ofertó de
modo anómalo o desproporcionado al objeto de alterar el despacho ordinario,
por lo que ha de fijarse la correspondiente sanción por cada una de ellas.
Las circunstancias anteriormente citadas, la gravedad de la infracción como
consecuencia del carácter repetido e intencionado de las conductas, así como
las consideraciones derivadas del principio de proporcionalidad justifican que la
sanción propuesta para cada una de las infracciones cometidas ha de ser
necesariamente superior al beneficio obtenido por cada una de las unidades de
generación.
Se considera ajustado al principio de proporcionalidad incrementar la sanción en
un cincuenta por ciento sobre el beneficio mínimo estimado en esta Resolución,
redondeando posteriormente a la centena de millar.
En consecuencia, se fijan las siguientes sanciones:
Por el grupo Besós 4, cuyo beneficio fue de 2.488.662 euros, se fija una
sanción de 3.700.000 euros.
Por el grupo Puerto de Barcelona 1, cuyo beneficio fue de 1.781.131
euros, se fija una sanción de 2.700.000 euros.
Por el grupo Puerto de Barcelona 2, cuyo beneficio fue de 549.740 euros,
se fija una sanción de 800.000 de euros.
SNC/DE/175/17
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Por el grupo Sagunto 1, cuyo beneficio fue de 215.199 euros, se fija una
sanción de 300.000 euros.
Por el grupo de Sagunto 2, cuyo beneficio fue de 2.302.441 euros, se fija
una sanción de 3.400.000 euros.
Por el grupo de Sagunto 3, cuyo beneficio fue de 1.251.272 euros, se fija
una sanción de 1.900.000 euros.
Por el grupo de Málaga 1, cuyo beneficio fue de 2.893.193 euros, se fija
una sanción de 4.400.000 euros.
Por el grupo de San Roque 1, cuyo beneficio fue de 1.525.295 euros, se
fija una sanción de 2.300.000 euros.
Todas las sanciones citadas tienen un importe inferior al máximo previsto para
las faltas graves en el artículo 67.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. El
total de las sanciones asciende a 19.500.000 euros.
Vistos los citados antecedentes de hecho y fundamentos de derecho, la Sala de
Supervisión Regulatoria ACUERDA
PRIMERO. Declarar que Naturgy Generación, S.L.U (anteriormente, Gas Natural
Fenosa Generación, S.L.U) es responsable de la comisión de ocho infracciones
graves, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 65.34 de la Ley 24/2013,
de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, como consecuencia de las ofertas
realizadas al mercado diario por las siguientes unidades de generación: Besós
4, Puerto de Barcelona 1 y 2, Sagunto 1, 2, y 3, Málaga 1y San Roque 1 en el
período comprendido entre octubre de 2016 y enero de 2017.
SEGUNDO. Imponer a la citada sociedad las siguientes sanciones:
3.700.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Besós 4.
2.700.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Puerto de Barcelona 1.
800.000 de euros por la infracción cometida en relación con las ofertas
del grupo Puerto de Barcelona 2.
300.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Sagunto 1.
3.400.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Sagunto 2.
1.900.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Sagunto 3.
4.400.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo Málaga 1.
2.300.000 euros por la infracción cometida en relación con las ofertas del
grupo San Roque 1.
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Las anteriores cantidades determinan la imposición de una sanción total de
19.500.000 euros.
Comuníquese esta Resolución a la Dirección de Energía y notifíquese al
interesado.
La presente resolución agota la vía administrativa, no siendo susceptible de
recurso de reposición. Puede ser recurrida, no obstante, ante la Sala de lo
Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional en el plazo de dos meses,
de conformidad con lo establecido en la disposición adicional cuarta, 5, de la Ley
29/1998, de 13 de julio.
