Energetico.

PRIMERO.- El objeto de este expediente es analizar la conducta de GAS NATURAL, en concreto de su central San Roque 1, ubicada en la Zona Sur, durante el periodo de 1 de enero a 18 de junio de 2004, por si de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 6 de la Ley 1611989, de 17 de julio, de Defensa de la Competencia, y tal como le ha imputado el SDC en su informe-propuesta, dicha conducta fuera constitutiva de un abuso de posición de dominio en el mercado de suministro de electricidad y más concretamente en el mercado de solución de restricciones técnicas en la Zona Sur. El expediente sancionador ha sido incoado de oficio por el SDC, en base a la denuncia presentada por ENDESA.

SEGUNDO.- El expediente se tramita y resuelve al amparo de la Ley 16/1989, de acuerdo con lo previsto en la Disposición Transitoria Primera de la nueva Ley 15/2007, de 2 de julio, de Defensa de la Competencia, que en su numero 1 dispone que los «procedimientos sancionadores en materias de conductas prohibidas incoados antes de la entrada en vigor de esta Ley se tramitarán y resolverán con arreglo a las disposiciones vigentes en el momento de su inicio».

TERCERO.- El mercado de energía eléctrica es un mercado regulado y organizado, con un funcionamiento complejo, en el que se realizan los intercambios a través de un sistema institucional sometido a normas prolijas y complejas, en particular el procedimiento de resolución de restricciones técnicas. La Resolución de este Consejo (entonces Tribunal) de 28 de diciembre de 2006, en el expediente 602/05 VIESGO GENERACION, recoge en su fundamento TERCERO una descripción de dicho funcionamiento en el momento de los hechos que se trascribe a continuación por ser válida para el periodo ahora analizado, primer semestre de 2004, puesto que las modificaciones del sistema de resolución de restricciones técnicas que introduce el Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre de 2004, no han sido efectivas hasta el mes de mayo de 2005.

«TERCERO.- El mercado eléctrico español es un mercado regulado y organizado, con un funcionamiento complejo, en el que se realizan los intercambios a través de un sistema institucional, por lo que, antes de analizar el comportamiento de la empresa en el mismo, parece oportuno describir las reglas que lo regían en el momento de los hechos, y en particular los mecanismos de solución de restricciones técnicas (RRTT).

1. Las normas fundamentales que regulaban en el momento de lo hechos (con posterioridad se han introducido modificaciones, algunas de las cuales afectan al mecanismo de solución de restricciones técnicas), el funcionamiento del mercado eléctrico eran las siguientes:

РLey 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector El̩ctrico rige, (BOE 28.11.1997).

– Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica (BOE 27.12.1997).

– Orden Ministerial de 29 de diciembre de 1997, por la que se desarrollan algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997 (BOE 31.12.1997).

– Resolución de 5 de abril de 2001, Secretaria de Estado de Economía, de Energía y de la Pequeña y Mediana Empresa, por la que se aprueban las «Reglas de Funcionamiento del mercado de producción de energía eléctrica» (BOE 20.04.2001).

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, recoge en su exposición de motivos que su fin básico es, «establecerla regulación del sector eléctrico, con el triple y tradicional objetivo de garantizar el suministro eléctrico, garantizar la calidad de dicho suministro y garantizar que se realice al menor coste posible, Y añade que, » en la generación de energía eléctrica, se reconoce el derecho de la libre instalación y se organiza su funcionamiento bajo el principio de libre competencia».

Para asegurar el correcto funcionamiento del sistema eléctrico adjudica al «operador del mercado» las funciones de gestión económica del mercado de producción y al «operador del sistema» las funciones de la gestión técnica del sistema.

El mercado de producción de energía eléctrica se define como «el conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energía y de otros servicios relacionados con el suministro de energía.»

2. El funcionamiento de la parte organizada del mercado de producción de energía eléctrica, en la que se cruzan ofertas y demandas de electricidad, está recogida en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, que establece las condiciones de acceso de los agentes; fija las normas básicas de funcionamiento, y crea la infraestructura institucional necesaria. Este Real Decreto atribuye a la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad. S.A. (OMEL), las funciones del «operador del mercado»; y a Red Eléctrica de España S.A. (REE), las funciones del «operador del sistema». El Real Decreto entró en vigor el 1 de enero de 1998, y era la norma vigente en el momento de los hechos objeto de este expediente.

3. Las primeras «Reglas de Funcionamiento del mercado de producción de energía eléctrica» se aprobaron en 1998, junto con el «Contrato de Adhesión a las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica» cuyo objeto es la determinación de las funciones, responsabilidades, derechos y obligaciones que se derivan para los agentes del mercado, el operador del mercado y el operador del sistema en el mercado de producción de energía eléctrica. El Contrato de Adhesión se ha mantenido pero las Reglas de funcionamiento se han ido modificando, siendo las vigentes en el momento de los hechos las citadas en el punto 1, de 5 de abril de 2001.

4. De acuerdo con la normativa anterior, el mercado organizado (pool eléctrico) se estructura en «mercado diario de producción», «mercado intradiario» y «mercado de servicios complementarios». Además para resolver los problemas técnicos que se plantean para la cobertura de la demanda en cada punto, los operadores del mercado (OMEL Y REE) tras el mercado diario proceden al ajuste en la denominada solución de restricciones técnicas.

5. Las fases del mercado mayorista, que se desarrollan secuencia lmente, son: el mercado diario, solución de restricciones técnicas, mercado intradiario, servicios complementarios y procedimiento de gestión de desvíos. Aunque en principio se trata de sesiones independientes, la utilización de las mismas unidades de producción en ellas hace que exista una relación estrecha entre todas.

6. El mercado diario, que es el principal y básico, es aquél en el que los agentes, habilitados para ello, realizan las transacciones de compra y venta correspondientes a la producción y al suministro de energía para el día siguiente, distribuido por períodos de horas naturales.

Los operadores en el mercado de producción son:

– Como vendedores, los productores de electricidad (empresas generadoras) del régimen especial u ordinario, los comercial izadores (que dispongan de energía adquirida a agentes externos o a productores del régimen especial) y los agentes externos (importaciones de electricidad).

– Como compradores, los distribuidores, los comercializadores (venta en el mercado liberalizado), los consumidores cualificados y los agentes externos (exportaciones de electricidad).

Los productores, agentes externos y consumidores cualificados pueden optar por acudir al mercado organizado o pool eléctrico, presentando ofertas económicas, o firmar y ejecutar contratos bilaterales físicos. Como contra prestación por ofertar al mercado organizado, a los productores se les retribuye en concepto de garantía de potencia (capacidad instalada disponible). Tienen derecho al cobro por este concepto los productores de energía eléctrica del régimen ordinario que estén obligados a presentar ofertas al mercado de producción siempre que acrediten un funcionamiento mínimo de cuatrocientas ochenta horas anuales a plena carga o equivalentes si no funciona a plena carga.

En este mercado organizado, el día anterior al de generación (día D-1), cada agente generador realiza sus ofertas de venta, en precio y cantidad para cada período horario y para cada unidad de generación. La agregación y ordenación según precios crecientes de todas las ofertas de venta configura la curva de oferta agregada del sistema. A su vez, los demandantes de energía eléctrica presentan sus ofertas de compra con expresión de un precio y de una cantidad de energía para cada período horario. De igual manera, la agregación de estas ofertas de compra forma la curva de demanda agregada del mercado.

No nos vamos a extender en el tipo de ofertas económicas que los vendedores pueden presentar al mercado diario, sólo mencionar que éstas pueden ser «ofertas simples» u «ofertas complejas», siendo estas últimas aquellas que incorporan unas condiciones adicionales al precio y cantidad ofrecida que deberán ser tenidas en cuenta en la casación, y que pueden ser la obtención de unos ingresos mínimos en el día, por debajo de los cuales no se acepta la casación, o la no divisibilidad de la oferta realizada u otras condiciones técnicas.

El «operador de mercado» cerrado el plazo de presentación de ofertas de venta y de compra de energía, procede a la casación por períodos de programación, para cada una de las 24 horas del día siguiente (día D), partiendo de la oferta más barata hasta cubrir la demanda. La casación, realizada mediante un proceso de iteración que tiene en cuenta distintas condiciones y situaciones, da como resultado el precio marginal para cada período horario de programación y la energía que corresponde a cada unidad de producción y de adquisición.

Una vez realizada la casación el «operador del mercado» comunicará el resultado al «operador del sistema» y a los agentes que hayan intervenido en el mercado, hubieran casado o no, y una vez incorporada la energía procedente de los contratos bilaterales físicos nacionales y los internacionales suscritos por REE, se determina el denominado «programa diario base de funcionamiento» (PDBF) (ver Resolución de 5 de abril Regla 10).

Conocido el PDBF el «operador del sistema» (REE) evaluará si se respetan los requisitos de seguridad y fiabilidad del suministro y determinará las «restricciones técnicas» que puedan afectar a su ejecución.

7. El propio Real Decreto 2019/1997 define en su artículo 12 que se entiende por restricciones técnicas, siendo la definición vigente en el momento de los hechos (modificada en 2004 por el RD 2351/2004) de este expediente la siguiente:

«cualquier limitación derivada de la situación de la red de transporte o del sistema para que el suministro de energía eléctrica pueda realizarse en las condiciones de seguridad, calidad y Fiabilidad que se determinen reglamentariamente y a través de los procedimientos de operación».

La resolución de las restricciones técnicas está encomendada a los dos operadores y para ello prevé el Real Decreto que el operador del sistema, REE, «acordará con el operador del mercado (OMEL) la retirada de la casación de las ofertas de venta que sean precisas y la entrada de otras ofertas presentadas en dicha sesión, respetando el orden de precedencía económica. Las unidades de producción que hubieran de entrar en funcionamiento como consecuencia de las citadas restricciones técnicas percibirán por su energía la retribución que corresponda por la oferta que hubieran presentado para aquellos períodos de programación en que funcionen.

Y la Resolución de 5 de abril dice que, «Dado que la solución de las restricciones técnicas constituye una alteración no deseable del mercado, los criterios aplicados por el Operador del Sistema y el Operador del Mercado están orientados a minimizar el impacto de la solución sobre el resultado de la casación y el sobrecoste derivado de dicha solución.

La resolución del problema de restricciones técnicas se lleva a cabo por tanto a través de un procedimiento acordado entre el Operador del Sistema y el Operador del Mercado. Este procedimiento presenta, entre otras, las siguientes características:

– Las unidades que participan en la solución de restricciones técnicas son las de producción.

– La retirada o entrada de ofertas sobre el PDBF se hace sobre la base de las ofertas presentadas al mercado diario. Por tanto, se utiliza la misma oferta para determinar la casación del mercado diario y para solventar las restricciones técnicas que aparezcan.

– El procedimiento está dividido en dos fases, en función del operador que las lleva a cabo.

11 El Operador del Sistema, recibido el PDBF del operador del mercado, determina la energía que es necesario retirar o incorporar para resolver las restricciones y envía al Operador del Mercado las unidades de producción cuyas producciones tengan que ser incorporadas o retiradas de la casación y las unidades de producción que tengan limitada la capacidad de ser modificadas del PDBF.

21 El Operador del Mercado, a continuación procede a retirar e incorporar las ofertas señaladas por el Operador del Sistema y a modificar el resultado de la casación hora por hora, de forma que se respete el equilibrio entre producción y demanda de energía en todas las horas, de conformidad con la información enviada por el operador del sistema.

La resultante de esta actuación será el «programa diario viable» (PDV). (Ver Resolución 5 de abril de 2001, Regla 1 l).

Dado su relevancia para el expediente se destaca que, en el momento de los hechos, para resolver las restricciones técnicas, los dos operadores, el del mercado y el del sistema, de común acuerdo, debían recurrir a las ofertas presentadas en el mercado diario por orden de precedencia económica empezando por las ofertas más bajas, y retribuirlas al precio que habían ofertado al diario. Por tanto aunque la sesión del mercado de restricciones técnicas es independiente de la del mercado diario existía una fuerte relación entre ambas, pues se trataba de los mismos agentes y las mismas ofertas. Posteriormente se ha modificado la sistemática de la resolución de las restricciones técnicas, realizándose ahora ofertas específicas para el mercado de restricciones técnicas distintas de las del diario. (Ver Reales Decretos 2351/2004, de 23 de diciembre y 1454/2005, de 2 de diciembre).

8. Cuestión importante a los efectos del expediente es la retribución que reciben las unidades implicadas en el ajuste de solución de restricciones:

– Las unidades de producción retiradas no reciben remuneración alguna, ya que se realiza una rectificación de la anotación en cuenta del mercado diario calculada como el producto de la energía retirada valorada al precio marginal correspondiente.

– Las unidades que finalmente producen para resolver las restricciones técnicas son remuneradas al precio de su oferta más elevada al mercado diario y no al precio marginal resultado de la casación. Se les retribuye por el precio de la oferta, simple o compleja, que suponga una mayor retribución para el vendedor.

– En los casos en los que el precio tenga en cuenta las condiciones de la oferta compleja, se comprueba la condición de ingresos mínimos de aquellas unidades que hayan debido arrancar como consecuencia de este proceso de ajuste. El término fijo de la oferta compleja se retribuye tantas veces como el grupo deba arrancar para la solución de restricciones.

La diferencia entre el precio de la oferta que resuelve restricciones y el precio marginal del mercado diario genera un sobrecoste, que es satisfecho por todos los compradores del mercado diario y por aquellos que adquieran energía a través de los contratos bilaterales físicos, proporcionalmente a la energía eléctrica casada en el mercado diario o comunicada, en el caso de contratos bilaterales físicos.

9. Una vez determinado el PDV, se abre la fase del mercado intradiario, un mercado de ajustes sobre el PDV al que pueden acudir, como demandantes y oferentes, las unidades de producción, los distribuidores, comercial izadores, consumidores cualificados y agentes externos que tengan la condición. El resultado de cada sesión del mercado intradiario es el Programa Horario Final, (en adelante, PHF).

10. Finalmente, el equilibrio físico en la red entre la producción y el consumo de electricidad en cada momento, sobre la base de los resultados del mercado, se realiza por el Operador del Sistema, mediante la aplicación de servicios complementarios. Estos servicios complementarios y el procedimiento de gestión de desvíos tienen por objeto que el suministro de energía eléctrica se produzca en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad que están establecidas y que se verifique de forma permanente el equilibrio generación-demanda.

Importa recoger aquí algunos de las previsiones normativas de la Resolución de 5 de abril de 2001, sobre información disponible en el sistema y en el mercado en el momento de los hechos:

Regla 11.- «A efectos de información, el operador de/ sistema, de forma actualizada y permanente, y en cualquier caso con carácter previo a la casación del mercado diario, pondrá a disposición de cada uno de los agentes la información sobre la situación del sistema de generación transporte correspondiente a sus unidades de producción o adquisición, señalando aquellas situaciones susceptibles de crear restricciones, de conformidad con las Normas de Procedimientos de operación correspondientes. Dicha información sobre la situación del sistema generación-transporte se pondrá simultáneamente a disposición del operador del mercado en su totalidad. Asimismo, el operador del sistema pondrá a disposición del los agentes y del operador del mercado, de forma actualizada permanentemente, la información sobre la capacidad máxima de intercambio de energía en cada dirección con cada uno de los sistemas eléctricos…»

Regla 24: «Comunicación a los agentes del mercado de las informaciones relativas a sus unidades de producción o adquisición, que el operador del sistema haya puesto de manifiesto al operador del mercado, sobre el estado de la red, de la disponibilidad de sus unidades de producción y situación de la posibles restricciones técnicas, antes de inicio de la sesión de contratación.

Asimismo es relevante recoger que cuando en 2004 se modifica el procedimiento de restricciones técnicas por Real Decreto 2351/2004, en el anexo que recoge el nuevo procedimiento introduce una disposición dando poderes para un adecuado seguimiento y control de las actuaciones para evitar problemas de competencia cuando dice, en su punto Octavo que «… la Comisión Nacional de la Energía, en el ejercicio de la función … podrá solicitar la información que considere necesaria. Cuando detecte la existencia de indicios de prácticas restrictivas de la competencia lo pondrá en conocimiento del Servicio de Defensa de la Competencia, y aportará todos los elementos de hecho a su alcance y, en su caso, un dictamen no vinculante de la calificación que le merecen dichos hechos».

En todo caso recordar aquí que, con las normas vigentes en el momento de los hechos, el agente que no casaba su energía en el mercado por ser su precio superior al precio de casación, si era llamado a resolver restricciones técnicas, por la energía que aportase para resolver las restricciones era remunerado al precio de su oferta al mercado diario.

CUARTO.- La Dirección de Investigación (entonces Servicio de Defensa de la Competencia) imputa a GAS NATURAL ELECTRICIDAD SDG, S.A., la comisión de una infracción del artículo 6 de la LDC, «consistente en abusar de su posición de dominio en el mercado de suministro de electricidad en restricciones técnicas en la Zona Sur mediante la formulación de ofertas a precios en los días siguientes:

– 7, 8, 9, 12, 13, 14, 15, 16, 19, 20, 21, 22, 23, 26, 28, 29 y 30 de enero.

– 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11, 12, 13, 16, 17, 18, 19, 20, 23, 24, 25, 26 y 27 de febrero.

– 1, 2, 3, 4, 5, 8, 9, 10, 11, 12, 15, 16, 17, 18, 23, 24, 25, 26, 29, 30 y 31 de marzo.

– 1, 2, 6, 14 y 15 de abril.

– 2, 3, 4, 7, 8, 9, lQ 11, 14, 15, 16, 17 y 18 de junio de 2004.»

El SDC fundamenta la existencia de abuso de posición de dominio durante esos 76 días en que, 11) GAS NATURAL, en determinadas circunstancias que se daban esos días, gozaba de posición de domino en la Zona Sur y podía comportarse de manera independiente de sus competidores y producir energía en el mercado de restricciones técnicas de la Zona Sur; 21) esta situación le permitía que autoexcluyéndose del Mercado Diario mediante la presentación de ofertas muy elevadas de San Roque 1, que eran de imposible casación, pudiese después generar igualmente al ser programada en restricciones técnicas, pero siendo entonces remunerada al precio más elevado de su oferta al diario y completar su producción con ventas en el mercado intradiario; y 31) esta conducta de autoexcluirse le reporta beneficios extraordinarios, al recibir no el precio del mercado diario sino el precio de su oferta, más elevado que el del diario, lo que supone un coste extra para el sistema que tiene que pagar la energía a precios superiores a los de mercado.

Según el SDC puede asegurarse que GAS NATURAL gozaba de posición de dominio cuando se daban dos circunstancias acumulativas:

a) GAS NATURAL sabía que si su central San Roque 1 no casaba en el diario, se producirían restricciones técnicas en la Zona Sur.

b) GAS NATURAL sabía que si se producían restricciones técnicas San Roque 1 sería programada para resolverlas.

El SDC considera acreditada la posición de dominio de GAS NATURAL en la Zona Sur en esos días porque en determinadas condiciones en que la demanda nacional superaba los 645.000 MWh eran necesario como mínimo, que estuvieran en funcionamiento 3 centrales de la zona para cubrir la demanda y de no ser así se producirían restricciones técnicas, (ver apartado 6 de los HECHOS PROBADOS). Dada la oferta de la zona en ese periodo, una central de carbón de ENDESA, dos de ciclo combinado, de ENDESA y de GAS NATURAL y las dos centrales de fuel, de costes más elevados, de VIESGO, y dado el orden de mérito para casar en el mercado diario de las mismas, GAS NATURAL sabía que con esa alta demanda nacional, si su central San Roque 1 no casaba en el diario se producirían restricciones técnicas porque las dos centrales de VIESGO, menos eficientes, no iban a casar en el mercado diario en ningún caso.

Y, según el Servicio, también está acreditado que GAS NATURAL sabía que, en esa situación de alta demanda, si se producían las restricciones técnicas iba a ser llamada para resolverlas siempre que su oferta al diario no fuera superior a 8 cE/kWh. El razonamiento del Servicio para considerar acreditado la posición de dominio por debajo de 8 cE se basa en que el resto de centrales en funcionamiento en la zona, Algeciras 1 y 2, pertenecientes a VIESGO, tienen mayores costes de generación. No entra el Servicio sin embargo a valorar los costes de dichas centrales, porque considera que lo relevante para definir la posición de dominio es la existencia o no de presión competitiva y considera evidente que en el periodo imputado VIESGO no ejercía presión competitiva sobre GAS NATURAL en la Zona Sur.

Una vez que el Servicio considera acreditada la posición de dominio analiza los costes revelados y los precios de mercado (HP 17) y concluye que los costes de San Roque 1 no justifican la autoexclusión que ha realizado al ofertar al diario con precios elevados.

Finalmente el SDC examina si los precios son excesivos comparando los precios ofertados al diario por San Roque 1, entre 7,4 y 7,8 cE/kWh, con sus costes para una producción a plena carga, que según estimaciones se situarían entre 2,5 y 2,7 cE/kWh, concluyendo el Servicio que «es indudable que los precios de las ofertas fueron excesivos».

QUINTO.- Las alegaciones presentadas por GAS NATURAL en los distintos trámites ante este Consejo, valoración de prueba (el 21 de diciembre de 2007, folio 213), Conclusiones, (el 3 de enero de 2008, folio 285) se resumen a continuación.

Respecto a la definición de mercado, no rebate la existencia de un mercado de restricciones técnicas y reconoce que las restricciones técnicas «producen alteraciones en el despacho económico de la generación debido a problemas técnicos locales o zonales», pero hace la distinción entre el agente capaz de provocar las restricciones con su comportamiento en el mercado diario y el que, como GAS NATURAL, se encuentra esa situación de restricciones como un hecho dado, y argumenta sobre la situación de empresa generadora de energía con una única tecnología, la CCGT, que al no contar con un parque de generación amplio que incluya un mix de tecnologías no obtiene ventajas en realizar determinadas estrategias en el mercado diario, como hacen las generadoras con varias tecnologías y que además son comercializado ras.

Sobre la acreditación de la posición de dominio de GNE rebate extensamente el cumplimento de las dos condiciones que dice el Servicio son exigibles para acreditar la existencia de una posición de dominio. Para la primera, relativa al conocimiento cierto por parte de GNE de la existencia de restricciones técnicas, argumenta que en el informe del SDC no se dice que GNE pueda provocar las restricciones técnicas en la Zona Sur, sino que puede anticiparlas con un margen de error mínimo sobre la base de un modelo de predicción, y pone en entredicho la fiabilidad del modelo empleado para las predicciones con la aportación de un informe técnico. Respecto a la segunda condición, el conocimiento por parte de GAS NATURAL de que existiendo restricciones técnicas, sería llamada a resolverlas, alega que el criterio utilizado por el SDC para demostrar la independencia de comportamiento no tiene en cuenta los precedentes recientes del Tribunal y es contradictorio con el criterio utilizado por el propio Servicio para la misma central y zona en periodos distintos, anterior y posterior al ahora analizado, en que sobreseyó sendos expedientes que había incoado. En concreto, se remite al contenido del acuerdo de sobreseimiento del expediente 2559/04, relativo a la conducta de GNE en el segundo semestre de 2003, alegando que con un comportamiento idéntico, en la misma zona y con los mismos agentes en el mercado, habiendo ofertado GAS NATURAL a precios iguales o superiores y con una composición del parque de generación de la Zona Sur idéntico al del primer semestre de 2004, el Servicio en ese caso llega a la conclusión de que GNE «no sabía de antemano y con certeza que su central iba a ser llamada, bien porque las demás ya hubieran sido empleadas o bien porque estaba en mejores condiciones de resolver las restricciones» y sobresee el expediente.

En relación con el abuso por precios excesivos, GAS NATURAL realiza una argumentación rebatiendo los criterios que aplica el SDC para calificar de excesivos los precios para después presentar argumentos de justificación objetiva de la conducta de GAS NATURAL. Alega que el Servicio equipara los precios en competencia a los costes variables medios y al imputar a la central lo que está haciendo es considerar que debería ofertar siempre conforme a su coste variable de funcionamiento, al margen de la existencia o no de poder de mercado. Para rebatir dicha posición remite un estudio de una consultora económica en el que se argumenta que en un mercado de generación de energía eléctrica en el que los agentes ofertan a sus precios marginales, las empresas no recuperan necesariamente sus costes fijos, dado que, añaden, es incierto que los pagos por garantía de potencia permitan recuperar los costes fijos. Considera que no existe precedente de imputar abuso por ofertar a precios por encima de los costes variables y explicita que los criterios que deben cumplir según la doctrina son que el precio excesivo sea «significativo» y «persistente» en el tiempo. Justifica el comportamiento de GAS NATURAL en el tamaño como operador eléctrico y en las características objetivas de la central San Roque 1: Como operador eléctrico reitera que es un generador con solo dos centrales, ambas de la misma tecnología y sin capacidad alguna para optimizar estrategias de gestión en cartera como hacen los operadores que son generadores con un amplio espectro de generación y que son al mismo tiempo comercializadores. Respecto a San Roque 1 y sus condiciones objetivas informa que se trata de una central nueva y por tanto sin amortizar, que no tiene derecho al cobro de los costes de transición a la competencia (CTCs); es una central CCGT, tecnología que era marginal para casar en el mercado y que, de casar al precio marginal, debe tener en cuenta el riesgo de caer en el proceso de recuadre por restricciones técnicas y ser excluida de generación. Por último, considera que dado el concepto de posición de dominio utilizado debe acreditarse la existencia de elemento intencional que conecte dominio con abuso.

Finalmente alega que la conducta no ha tenido ningún efecto sobre el grado de competencia y el bienestar de los consumidores y rebate el cálculo de costes directos -exceso de ingresos de la cantidad vendida en restricciones- y costes indirectos -exceso de coste por precios en el diario más elevados al ser otras centrales, más caras, las que marcaron el marginal del mercadoque realiza el SDC en su informe propuesta. Insiste en la alegación de que GAS NATURAL no está imputada de retirar energía del mercado y que por tanto no se le puede hacer responsable del incremento de precios del diario y de los efectos indirectos.

En la comparecencia de GAS NATURAL de 8 de febrero de 2008, que tuvo lugar en el trámite de Diligencias para mejor proveer, la representante de GAS NATURAL responsable de las ofertas al mercado en el momento de los hechos explicó que las ofertas al mercado diario de San Roque 1 eran estables, teniendo en cuenta el riesgo de funcionar a baja carga y en los costes incurridos, costes de combustible, más la amortización de la planta de reciente construcción y la tasa de retorno. En breve extracto se puede resumir:

– Las ofertas al diario las hacen el día D-2 y conocen el resultado el día D-1 a las 10h. de la mañana. Tras los procesos de ajustes de los operadores del mercado y del sistema conocen el programa de restricciones técnicas a las 16 horas del día D-1 y a partir de ese momento se inician las sesiones, seis, de los mercados intradiarios, en que a diferencia del mercado diario es potestativo ofertar. Dice que corren riesgos al ofertar al intradiario porque no hay demanda, es un mercado pequeño.

– Explica que el mercado diario en ese periodo tenía precios artificialmente bajos, resultado de estrategias (manipulación) de los operadores dominantes. En todo caso, si hubiera casado sería central marginal con riesgo de ser excluida del mercado por recuadre. Y el funcionamiento de la central CCGT en restricciones técnicas, a mínimo técnico, le penaliza doblemente, reduce su rendimiento y envejece la planta.

– GAS NATURAL no tenía derecho a CTCs, por tanto, el precio anormalmente bajo en ese periodo y muy por debajo del precio que aseguran los CTCs (3,6 cE/kWh), no podían compensarlo con el cobro de estos. La central era nueva y no estaba amortizada.

– Los precios de mercado (entre 2,3 y 2,6 cE/kWh) eran próximos a su coste de combustible y la garantía de potencia no le cubría la recuperación de costes fijos, de las inversiones. Dice que les gustaría funcionar en mercado diario, para producción normal a toda carga, a precios de 44, 45 o 46 E/MWh. Teniendo en cuenta los riesgos de no producir normalmente, la amortización y la tasa de retorno de las inversiones que les pedían, le lleva a un precio de oferta de 76 o 77 E/MWh.

Sus ofertas al diario son estables. Las horas que casaban en el diario era por la utilización del programa de «parada en rampa,’ para parar de forma técnicamente factible. Las ofertas elevadas 180 E dice se deben a que cuando estaban en reparación para evitar decir que estaban indisponibles, lo que les haría perder la garantía de potencia, realizaban una oferta instrumental permitida por el sistema. Las ofertas a precio cero de finales de abril y mayo dice se deben a que la planta estaba en revisión técnica lo que exigía que estuviera en funcionamiento de forma continuada.

Respecto a la reducción de los precios de oferta a partir de junio de 2004, tras la entrada de nuevos operadores en la zona, dice que se hace a costa de una recuperación menor de costes fijos y teniendo en cuenta la presión competitiva de la nueva oferta. En este punto conviene señalar que tal afirmación resulta de la respuesta dada a la pregunta de la Consejera Ponente sobre el cambio de conducta a partir de junio de 2004 [minutos 41,50 a 42, 35 de la grabación], (esta respuesta está en la versión confidencial de la transcripción de la grabación pero al ser conocida y generada por la propia imputada GNE puede ser considerada a efectos inculpatorios). Asimismo, se hizo referencia a esta afirmación, en términos similares, en la respuesta que fue objeto de subsanación por no quedar grabada por un fallo técnico [minutos 1: 10:07 a 1: 11:281.

Sobre esta subsanación es necesario hacer algunas precisiones. En primer lugar, dicha subsanación se hizo mediante un acuerdo del Consejo (folio 542), haciendo constar el hecho de que la totalidad de los miembros del Consejo, así como el Secretario del mismo, funcionario encargado de dar fe de lo acontecido, recordaban perfectamente su respuesta. El acuerdo fue notificado a las partes para alegaciones, con la finalidad de que manifestaran cualquier alegación que fuera de su interés acerca de esta circunstancia. Sorpresivamente la representación de GNE presentó un escrito en el que, extralimitándose de cuanto resultaría aconsejable en el ejercicio de su derecho de defensa, se dedicó, ni más ni menos, que a acusar a este Consejo de Inventar una prueba». No resulta procedente dejarse arrastrar por unos términos y un contenido que, en cualquier caso, sólo descalifican a quien los utiliza, pero sí resulta necesario resaltar algunas cuestiones. Este Consejo actúa con la imparcialidad y la interdicción de la arbitrariedad a que viene obligado, y en ningún caso ha procedido a inventar pruebas. Además, el propio escrito se descalifica por si sólo, no ya por no aportar, como sería razonable, la versión de la respuesta que presenciaron, sino también por la agresividad que pone de manifiesto, sin duda motivada sobre todo porque su autor es consciente de que la respuesta subsanada de la compareciente evidencia la realidad de que la entrada en funcionamiento de dos centrales en la zona provocó una presión competitiva para GAS NATURAL. No vale tampoco para sustentar la nulidad del acuerdo de subsanación la cita del Acuerdo de los Magistrados de las Secciones Penales de la Audiencia Provincial de Madrid porque el mismo se refiere a la valoración de pruebas por un órgano distinto del que las practicó, porque, lógicamente, el principio de inmediación impide que el órgano revisor ante el que no se practicó la prueba pueda valorarla si no hay acta o soporte en el que se haya reproducido.

Pero, dado que en su escrito GNE no invoca otra versión de la respuesta, cabría preguntarse si la respuesta podría haber sido otra, y la respuesta resulta obviamente negativa. Que aparezcan nuevos entrantes siempre supone una presión competitiva, ¿o acaso también quiere negar eso GNE?; por otra parte, de los propios datos obrantes en el expediente se pone de manifiesto que la actuación de GNE al realizar ofertas al mercado diario varía a partir del mes de junio de 2004, que es el momento en el que las dos centrales, Campo de Gibraltar 10 y 20, entran en funcionamiento, reduciendo sensiblemente el precio de sus ofertas. Y ello se debe, sin duda, a la existencia de una presión competitiva, como cualquiera puede comprender.

Por todo lo anterior, resulta que, teniendo en cuenta el resultado de las pruebas practicadas y en especial la primera respuesta antes referida [minutos 41,50 a 42, 35 de la grabación