Resolución nº 602/05, de February 10, 2010, de Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia

RESOLUCIÓN (Expte. 602/05,Viesgo Generación)

Pleno

Sres.:

4. Luís Berenguer Fuster, Presidente

4. Javier Huerta Trolèz, Vocal

4. Fernando Torremocha y García-Sáenz, Vocal

4. Emilio Conde Fernández-Oliva, Vocal

4. Miguel Cuerdo Mir, Vocal

   Dª. Pilar Sánchez Núñez, Vocal

4. Julio Costas Comesaña, Vocal

   Dª. Mª Jesús González López, Vocal

   Dª. Inmaculada Gutiérrez Carrizo, Vocal

   En Madrid, a 28 de Diciembre de 2006.

   El Pleno del Tribunal de Defensa de la Competencia (en adelante, Tribunal o TDC), con la composición ya expresada y siendo Ponente Dª.

   María Jesús González López, ha dictado la siguiente Resolución en el expediente sancionador 602/05 (número 2557/04 del Servicio de Defensa de la Competencia: Servicio, SDC), incoado de oficio contra VIESGO

   GENERACION, S.L. ahora ENEL VIESGO GENERACION, S.L., (en adelante VIESGO) por presuntas conductas prohibidas por el art. 6 de la Ley 16/1989, de Defensa de la Competencia (LDC), consistentes en abuso de posición dominante.

   ANTECEDENTES DE HECHO

   El 11 de julio de 2003, tuvo entrada en el SDC escrito del Presidente de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) remitiendo Acuerdo del Consejo de Administración de la CNE, adoptado en sus reunión de 3 de julio de 2003, junto con el documento “Informe sobre la actuación de Viesgo con respecto a las centrales de Puertollano y Puentenuevo en el mercado de producción de energía eléctrica en el periodo, diciembre de 2002-febrero de 2003”. El objeto era poner en conocimiento del SDC

   determinados hechos relativos a la obtención de rentas extraordinarias por parte de las centrales de VIESGO, Puertollano y Puentenuevo, como consecuencia de la participación de las mismas en las resolución de restricciones técnicas en el periodo que va de 19 de diciembre de 2002 a 18 de febrero de 2003, la primera, y de 21 de diciembre de 2002 a 16 de febrero de 2003, la segunda, lo que podría ser constitutivo de infracción a la Ley 16/1989, de 17 de julio, de Defensa de la Competencia (LDC).

   El SDC le dio el número 2557/04.

   Con fecha de 11 de noviembre de 2003, tuvo entrada en el SDC nuevo escrito del Presidente de la CNE adjuntando Acuerdo del Consejo de Administración de la CNE en la sesión celebrada el día 6 de noviembre de 2003, así como el informe titulado “Informe sobre la actuación de Viesgo con respecto a la central de Algeciras en el mercado de producción de energía eléctrica durante el año 2002”. En esta ocasión se ponía en conocimiento del SDC ciertos hechos, relativos a la obtención de rentas extraordinarias durante el año 2002 por parte de los grupos de Algeciras 1 y Algeciras 2 de VIESGO como consecuencia de su participación en el proceso de resolución de restricciones técnicas, que podrían ser constitutivos de prácticas restrictivas de la competencia prohibidas por la LDC. A este informe se le dio por el SDC el número 2558/04.

   El 3 de noviembre de 2004, la Directora General de Defensa de la Competencia, estimando que en la información recibida de la CNE había indicios racionales de prácticas prohibidas, acordó la incoación de oficio del expediente sancionador nº 2557/04 contra VIESGO GENERACIÓN,

   S.L. por prácticas restrictivas de la competencia prohibidas por el artículo 6 de la LDC, y en la misma providencia acordó acumular al mismo, el expediente 2558/04, dada la conexión entre ambos.

   4 Posteriormente, en

   fecha 27 de diciembre de 2004, en el SDC se recibió nuevo escrito enviado por el presidente de la CNE, remitiendo el Acuerdo adoptado por el Consejo de Administración el 10 de diciembre de 2004, junto con el documento titulado “Informe sobre la actuación de VIESGO, ENDESA e IBERDROLA con respecto a las centrales de Algeciras, Colón y Escombreras en el mercado de producción de energía eléctrica durante el año 2003”. El informe pone en conocimiento del SDC

   una serie de hechos de las centrales Algeciras 1 y Algeciras 2, así como de grupos de las otras empresas, que podrían ser constitutivos de prácticas restrictivas de la competencia prohibidas por la LDC. Este informe se registró en el SDC con el numero 2582/04.

   El 14 de febrero de 2005, la Directora General de Defensa de la Competencia, mediante providencia, acordó la escisión del expediente 2582/04 de las actuaciones referentes a las centrales Algeciras 1 y Algeciras 2 de VIESGO, dándoles nuevo número, así como su acumulación al expediente 2557/04 ya incoado.

   El 27 de septiembre de 2005 el Servicio dictó el Pliego de Concreción de Hechos, que fue debidamente notificado al interesado, en el que imputa a VIESGO Generación una conducta de abuso de posición de dominio, prohibida por el artículo 6.1 de la Ley de Defensa de la Competencia, consistente en, “haciendo uso de su posición de dominio, elevar los precios de la energía ofertada al mercado diario (al que, de acuerdo con la LSE, está obligada a concurrir) por sus centrales de Puertollano, Puentenuevo, Algeciras 1 y Algeciras 2 en los días en los que tenía posición de dominio en los mercados relevantes definidos, con el objetivo de resultar excluida de la casación y ser llamada posteriormente a resolver restricciones técnicas, obteniendo así unos ingresos superiores a los que habría obtenido en caso de haber resultado casada en el mercado diario”.

   Los días imputados por el Servicio en que Puertollano, Puentenuevo, Algeciras 1 y Algeciras 2 fueron llamadas a resolver restricciones técnicas y VIESGO Generación tenían posición de domino son:

   - En la zona Centro-Sur, los días 17, 18 y 19 de enero y 15, 16 y 17 de febrero de 2003.

   - En la zona Sur, los días 20 y 21 de febrero, 9 y 23 de abril y 27 y 28 de octubre de 2002, y 17 y 18 de mayo de 2003.”

   Concluida la instrucción, el Servicio remitió con fecha 3 de noviembre de 2005 el preceptivo Informe–Propuesta a este Tribunal, junto con el expediente (1434 folios, parte de los cuales son declarados confidenciales y constan en pieza separada). En el mismo, y de conformidad con lo imputado en el Pliego de Concreción de Hechos, propone que se declare la existencia de una infracción del artículo 6 de la LDC por parte de VIESGO Generación consistente en abusar de su posición de dominio en los mercados de suministro de electricidad en restricciones técnicas en las zonas Centro-Sur y Sur, en los días 20 y 21 de febrero, 9 y 23 de abril y 27 y 28 de octubre de 2002, y 17, 18 y 19 de enero, 15, 16 y 17 de febrero y 17 y 18 de mayo de 2003, mediante la aplicación de precios abusivos. El Servicio propone asimismo que se adopten todos los demás pronunciamientos previstos en el artículo 46 de la LDC.

   En relación con las fechas anteriores, es necesario precisar que en el punto 8 del Informe-Propuesta al Tribunal se han producido errores materiales, refiriéndose el informe propuesta al mes de enero cuando debería decir febrero (para los días 15, 16 y 17), y omitiendo las fechas del 9 y 23 de abril de 2002, objeto de imputación en el Pliego de Concreción de Hechos y cuya calificación no ha sido modificada.

   Mediante providencia de 14 de noviembre de 2005, el Pleno del TDC

   acordó admitir a trámite el expediente, nombrando ponente a D. Antonio Castañeda Boniche, y ponerlo de manifiesto al interesado para que en el plazo preceptivo de 15 días, previsto en el artículo 40 de la LDC, pudiera proponer las pruebas y solicitar la celebración de vista, lo que se comunicó al interesado y al Servicio.

   VIESGO solicitó prórroga, que le fue concedida, remitiendo finalmente el escrito de proposición de pruebas el 15 de diciembre, aportando parte de las mismas en formato electrónico.

   9 El Servicio había declarado confidenciales determinados datos proporcionados por OMEL y REE, que constan en pieza aparte.

   Asimismo, VIESGO solicitó la confidencialidad de sus alegaciones al Servicio de 1 de junio de 2005 y de 24 de octubre de 2005, que no constan en pieza aparte por ser VIESGO el único interesado. En el escrito de 15 de diciembre de 2005, de proposición de pruebas ante este Tribunal, VIESGO incluye el término confidencial en todos los documentos y comunica que no consideran necesaria la celebración de vista. Posteriormente, en escrito de 28 de diciembre, rectifica, y retira la petición de confidencialidad.

   10 Con fecha 5 de julio de 2006, la representación de VIESGO remite documentación voluminosa relativa a determinadas pruebas documentales, previamente enviadas en CD y que resultaban ilegibles.

   En el mismo escrito comunica que VIESGO GENERACIÓN, S.L, cambió su denominación el 21 de marzo de 2006, pasando a denominarse ENEL

   VIESGO GENERACIÓN, S.L. (en adelante VIESGO), y aportando escritura del cambio de denominación social.

   11 Por Providencia de 20 de julio de 2006, comunicada a los interesados, el Pleno del Tribunal acuerda el cambio de ponente por finalización del mandato del anterior ponente, designando a Dª. María Jesús González López.

   12 Por Auto de 26 de julio de 2006, el Tribunal admite determinados medios de prueba de los propuestos, rechaza otros y acuerda finalizar las actuaciones por medio de conclusiones escritas, sin celebración de vista oral.

   13 La representación de VIESGO, tras solicitar el 11 de agosto de 2006 una prórroga, que le fue concedida, presenta alegaciones el 12 de septiembre, y tras tomar vista del expediente, alegaciones de valoración de prueba el 26 de septiembre de 2006. Finaliza este trámite con el escrito de conclusiones que presenta el 13 de octubre de 2006.

   14 El Pleno del Tribunal de 19 de octubre de 2006, en virtud de lo previsto en el artículo 42 de la LDC, acuerda una diligencia para mejor proveer, con el fin de solicitar determinada información al Operador del Mercado Eléctrico (OMEL) y al Operador del Sistema Eléctrico (REE). En Providencia de 20 de octubre, notificada a los interesados y comunicada al Servicio, se establece un plazo de 15 días para que OMEL y REE

   remitan la información, e igual plazo de 15 días para que los interesados formulen alegaciones sobre la misma. Asimismo, se declara en la Providencia interrumpido el plazo para dictar Resolución desde la fecha de acuerdo de la Diligencia por el Pleno, conforme al art. 56.2 LDC. El 23 de octubre de 2006 se oficia a OMEL y a REE, adjuntándoles la Providencia.

   15 El 30 de octubre de 2006 tiene entrada en el Tribunal escrito de la representación de VIESGO con alegaciones a la Diligencia para mejor proveer, que considera injustificada, y solicita se retire la Providencia y la consiguiente interrupción de plazo, y se proceda a resolver en el plazo de 12 meses previsto en al normativa, declarando no acreditada la conducta que se le imputa. El Pleno TDC de 15 de noviembre de 2006, adoptó una Providencia, que se ha unido al expediente y remitido al interesado y al SDC el 21 de noviembre de 2006, en la que rechaza la alegación del interesado de menoscabo de sus legítimos derechos de defensa por cuanto, 1) las “Diligencias para mejor proveer” forman parte del procedimiento ante el Tribunal y deben considerarse como una fase del mismo; 2) en la Providencia de 20 de octubre, el Tribunal se atuvo estrictamente a lo dispuesto en el artículo 42.1 de la LDC; 3) además la providencia recoge el plazo de realización de las pruebas así como la intervención de las partes, dándoles trámite de información y plazo de 15 días para alegaciones, según lo previsto en el artículo 42.2 de la LDC.

   16 El día 22 de noviembre de 2006, tiene entrada en el Tribunal la respuesta de Red Eléctrica Española (REE) a la información solicitada.

   El día 22 de noviembre de 2006 tiene entrada en el Tribunal escrito de OMEL en el que se responde parcialmente a la información solicitada y se requiere información adicional para cumplimentar la relativa a las simulaciones solicitadas por el Tribunal. La ponente, analizada la información recibida de REE y de OMEL y en aras de no dilatar la resolución del expediente, decide continuar la tramitación sin esperar el resto de información solicitada a OMEL, por considerar que la información recibida contiene elementos suficientes para contrastar los aspectos que podían plantear alguna duda tras el trámite de prueba y vista.

   17 Con fecha 28 de noviembre de 2006, y en cumplimento de la Providencia para mejor proveer, se remite la información recibida de OMEL y REE al interesado para que formule alegaciones en el plazo improrrogable de 15 días.

   18 El 19 de diciembre de 2006, se reciben en el Tribunal las alegaciones de VIESGO al resultado de las diligencias para mejor proveer levantándose la suspensión acordada de acuerdo con lo establecido en la Providencia para mejor proveer de 19 de octubre de 2006.

   19 El Pleno del Tribunal deliberó y falló esta Resolución en su sesión de 21 de diciembre de 2006.

   20 Es interesado:

   •

   VIESGO GENERACIÓN, S.L, (ahora denominado ENEL VIESGO

   GENERACIÓN, S.L.).

   HECHOS PROBADOS

   En la documentación que consta de la instrucción del expediente por el SDC

   y en las pruebas realizadas por este Tribunal se han constatado los siguientes hechos.

   1. VIESGO GENERACIÓN, S.L. es desde 2002 una de las filiales del Grupo ENEL S.P.A., cuya actividad principal es el negocio eléctrico.

      ENEL VIESGO opera en los mercados de Generación, Distribución y Comercialización de energía eléctrica. Su estructura societaria, tras la separación jurídica entre negocios regulados y no regulados requerida por la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico (en adelante, LSE), se articula en 4 líneas o áreas de negocio:

      − Viesgo Generación S.L. y Barras Eléctricas Generación S.L., se dedican a la producción y venta de energía eléctrica generada por instalaciones en régimen ordinario.

      − Enel Unión Fenosa Renovable, S.L., empresa en la que Viesgo Generación tiene una participación del 80%, junto con Enel Viesgo Renovables, S.L., desarrollan la producción y venta de energía eléctrica generada por instalaciones incluidas en régimen especial.

      − Electra de Viesgo Distribución, S.L. y Barras Eléctricas Galaico-Asturianas, S.L., distribuyen y venden energía eléctrica en el mercado regulado.

      − Viesgo Energía S.L., es la empresa comercializadora que vende energía a clientes en mercado libre, no sujetos a tarifa.

      En 2002 contaba con una potencia instalada de 2.365 MW, el 5% del total, con la siguiente estructura de generación:

      − 32% fuel-gas,

      − 23% hulla-antracita,

      − 17% lignito negro,

      − 13% hidráulica, y

      − 15% bombeo Las cuatro centrales objeto de investigación en el expediente de referencia, Puertollano, Puentenuevo, Algeciras 1 y Algeciras 2, son propiedad al 100% de Viesgo Generación S.L., y la fuente de generación es Hulla y Hulla-antracita para las dos primeras y fuel/gas para las segundas.

      El grupo ENEL/VIESGO constaba en la “Resolución de la CNE de 24 de octubre de 2002, por la que se hacen públicas las relaciones de operadores principales en los sectores energéticos” como operador principal del sector eléctrico -una de las cinco mayores cuotas del mercado- ocupando el 5º lugar. Y en igual lugar aparece en la versión vigente de 16 de febrero de 2006, bajo el nombre de VIESGO

      GENERACIÓN S.L.

   2. Las centrales propiedad de VIESGO GENERACIÓN, Puertollano, Puentenuevo, Algeciras I y Algeciras II, han estado realizando ofertas al mercado diario de energía eléctrica (al que están obligadas a ofertar de acuerdo con el artículo 23 de la Ley 54/1997), a precios por encima del precio medio ponderado del mercado diario, en las zonas y períodos recogidos a continuación (folios 596 a 696 del expediente del SDC):

      Zona Centro-Sur (Ciudad Real, Córdoba y Jaén) PUERTOLLANO 19/12/02 — 18/02/03 PUENTENUEVO

      21/12/02- 16/02/03 Zona Sur ALGECIRAS 1 05/02/02-31/12/03 ALGECIRAS 2 07/02/02- 26/02/02 13/07/02-31/12/03

   3. Ha resultado acreditado que durante dichos períodos las centrales de VIESGO apenas despacharon en el mercado diario al no ser casados sus precios (folios 215 a 592 del SDC). Por el contrario fueron programadas de forma habitual y estable para restricciones técnicas

      (folios 99 a 105 y 1033 a 1039 del SDC) y participaron en el mercado intradiario o en servicios complementarios. Este no fue el comportamiento en períodos anteriores y posteriores en el caso de Puertollano y Puentenuevo, y en períodos anteriores en el caso de Algeciras I y II (no hay datos posteriores para estas centrales) en los que las centrales de VIESGO ofertaban a precios que le permitían casar con frecuencia en el mercado.

      -PUERTOLLANO, de los 62 días investigados no casó ningún día en el mercado diario y fue llamada para restricciones técnicas en 39 días. Sin embargo, en el periodo inmediatamente anterior (del

      1/11/02 al 18/12/02), en el que ofertó energía en 48 días, casó en 42

      (un 87,5% de los días); y en el periodo inmediatamente posterior

      (del 19/02/03 al 31/03/03), en el que ofertó energía en 41 días, casó en 26 (63,4% de los días).

      -PUENTENUEVO, de

      los 58 días investigados casó un día en el mercado diario y fue llamada 49 días por restricciones técnicas. Sin embargo, en el período inmediatamente anterior (del 1/11/02 al 20/12/02), en el que ofertó energía en 40 días, casó en 35 (un 87,5% de los días); y en el período inmediatamente posterior (del 17/02/03 al 31/03/03), en el que ofertó energía en 44 días, casó en 26 (59,1% de los días).

      -ALGECIRAS I, de los 695 días investigados, casó en el mercado diario 6 días y fue llamada a resolver restricciones técnicas en 172 ocasiones. Sin embargo, en el período inmediatamente anterior (del

      1/01/02 al 4/02/02), en el que ofertó energía en 35 días, casó en 23

      (un 65,7% de los días).

      -ALGECIRAS II, de los 557 días investigados, casó en le mercado diario 18 días, y fue llamada para resolver restricciones técnicas 244 días. Sin embargo, en el período inmediatamente anterior (del

      1/01/02 al 6/02/02), en el que ofertó energía en 34 días, casó en 32

      (un 94,1% de los días).

   4. El las zonas objeto del expediente funcionan un número limitado de operadores (folio 715 del TDC y escritos de REE folios 91, 1027 y 1067 del SDC):

      Zona Centro Sur: ELCOGAS, y PUERTOLLANO y PUENTENUEVO

      pertenecientes a VIESGO.

      Zona Sur: BARRIOS (Endesa), SAN ROQUE 1 (Gas natural) y SAN

      ROQUE 2 (Endesa), y los grupos de VIESGO ALGECIRAS I y II. Los Grupos SAN ROQUE 1 y SAN ROQUE 2, sólo estuvieron disponibles para resolver restricciones técnicas a partir de 21 de julio de 2002 y 16 de noviembre de 2002 respectivamente.

   5. Los grupos generadores recogidos en el punto anterior eran los únicos capaces, en el momento de los hechos, de resolver las restricciones técnicas de la zona. Y los operadores conocen esta situación por la publicación de los casos de estudio utilizados para los análisis y soluciones de las restricciones técnicas, que a partir del RDL 6/2000, de 23 de junio, de Medidas Urgentes de intensificación de la competencia en mercados de bienes y servicios, se publicaban en el plazo de tres meses.

   6. De la información que obra en el expediente resulta acreditado que la demanda de las zonas investigadas era superior a la oferta de las centrales no pertenecientes a VIESGO disponibles en la zona. Según información de REE (folio 717 del TDC), • Zona Centro/Sur: dadas las características técnicas de la zona en el período requerido, para evitar problemas de subtensiones en la zona era necesario al menos el grupo de Puentenuevo 3 y otro grupo a elegir entre Puertollano y Elcogás.

      Asimismo, para cubrir las horas punta del día en condiciones de fuerte demanda, o ante situaciones de determinadas indisponibilidades de red en la zona puede resultar necesaria la programación de un tercer grupo.

      • Zona Sur: dadas las características técnicas de la zona en el período requerido, para evitar problemas de subtensiones y para garantizar el suministro en la zona resulta necesaria la programación del grupo de Barrios, y de algún otro grupo del conjunto Algeciras 1, Algeciras 2, San Roque 1 y San Roque 2.

      Al igual que sucede en la Zona Centro/Sur, ante situaciones de fuerte demanda en las horas punta del día, o ante determinadas situaciones de indisponibilidad de red, resulta necesaria la programación de otro grupo adicional en la zona.

   7. Las centrales de las zonas que no pertenecían a VIESGO estuvieron indisponibles en determinadas fechas:

      − En la zona Centro Sur, ELCOGAS, la única central que no pertenece a VIESGO de las de la zona, estaba indisponible los días 17, 18 y 19 de enero y 15, 16 y 17 de febrero de 2002, y VIESGO la sabía con antelación (folios 99 y 100 del SDC).

      − En la zona Sur, los días 20 y 21 de febrero de 2002 y 9 y 23 de abril de 2002, Barrios estaba indisponible y San Roque 1 y San Roque 2 no estaban habilitadas para restricciones técnicas; en los días 27 y 28 de noviembre de 2002, Barrios y San Roque 1 estaban indisponibles y San Roque 2, no estaba habilitada para restricciones técnicas; en los días 17 y 18 de mayo de 2003, Barrios, San Roque 1 y San Roque 2 estaban indisponibles. Y esto era conocido por VIESGO antes de hacer la oferta al mercado diario (folios 101 a 103 y 1036).

   8. Los precios de oferta al mercado de las centrales de VIESGO

      GENERACIÓN durante los períodos investigados estaban muy por encima del precio medio ponderado resultante del mercado diario.

      También eran muy superiores a otros indicadores de referencia utilizados como, los costes variables revelados de las propias centrales en los días que casaban en el mercado, los precios al mercado de las centrales que utilizan igual fuente de energía o los costes de producción según factores.

1. Las estimaciones realizadas por la CNE (folios 2 a 23 y 117 a 134 del SDC) utilizando diversas fórmulas: costes de producción según factores; costes a través de ingresos de centrales similares, y coste de las propias unidades en otras fechas, cuando casaban en el mercado diario, y manteniendo márgenes holgados de error le llevan a la conclusión de que los precios ofertados han sido muy superiores a los costes.

2. El SDC en su informe incluye cuadros y gráficos que demuestran que, en los períodos señalados,

   − los precios medios ponderados de la oferta al mercado diario de las centrales de VIESGO se situaron muy por encima de los precios medios ponderados diarios del mercado diario, (gráficos en los folios 1388 a 1391 del informe del SDC)

   − los precios medios ponderados diarios ofertados eran muy superiores a los Costes Variables Revelados (CVR) de las propias centrales,

   (gráficos en folios 1392 a 1397 del Informe del SDC).

3. En las Diligencias para mejor proveer practicadas por este Tribunal, según información remitida por OMEL, se confirma que los precios medios ponderados de la oferta simple o compleja de las centrales de VIESGO fueron durante el período investigado, superiores a los precios medios ponderados de las ofertas del resto de las centrales de la misma fuente de energía (PMPrc), es decir carbón, para el caso de Puertollano y Puentenuevo; y fuel-gas para el caso de Algeciras I y II.

   En la Zona Centro–Sur, los precios de las dos centrales de VIESGO

   fueron durante todo el período analizado muy superiores a los precios de las centrales con igual fuente de energía:

   -En Puertollano, a lo largo de los 62 días el PMP de la oferta simple fue siempre superior al PMP de la oferta simple de las centrales equivalentes de carbón. Como mínimo el PMP triplicaba el PMPrc, llegando en ocasiones a multiplicarse por 12 y estando como media en el entorno de 5 veces el PMPrc.

   -En Puentenuevo, a lo largo de los 56 días el PMP de la oferta simple fue siempre superior al PMP de la oferta simple de las centrales equivalentes de carbón, a excepción del día 20 de enero de 2003 en que la oferta de esta central fue a precio 0. El resto de los días duplicaba como mínimo el PMPrc, llegando algunos días a ser 10 veces superior, y estando normalmente en el entorno de 3,5 veces el PMDrc En la zona Sur, el patrón de precios ofertados es más elevado que el del resto de las centrales que pueden considerarse comparables en costes, por usar el mismo tipo de combustible:

   -En Algeciras I, de 669 días, 547, es decir el 80% de los días investigados, el PMP fue superior al PMP de la oferta simple del resto de centrales de fuel-gas, siendo como media en el período observado, los PMP de Algeciras I un 50% superiores a los del resto de centrales del mismo combustible.

   -Algeciras II, de 509 días, 363, es decir más de un 70 % de los días investigados, el PMD fue superior al PMD de la oferta simple del resto de centrales de fuel-gas, siendo como media del período un 30%

   superiores.

   9. Los combustibles utilizados por las centrales, carbón en el caso de Puertollano y Puentenuevo, y gas natural/y o fuel oil para Algeciras I y II, no sufrieron incrementos de precio que expliquen la desviación de los precios del período sobre los ofertados anteriormente y que habían sido casados (ver folios 1398 y 1399 del Informe del Servicio).

   10. Toda provisión de energía en restricciones técnicas supone un sobrecoste que se repercute en todos los agentes demandantes del mercado. Consta en el expediente, en información de OMEL (folios 724 a 871 del SDC) y REE, que el sobrecoste al sistema generado por las centrales de VIESGO, en los períodos analizados, al ser programadas para restricciones técnicas en lugar de entrar en el mercado diario, superó los 60 millones de euros. El sobrecoste está calculado como diferencia entre el coste de la energía programada en restricciones técnicas, que se paga al precio de la oferta al mercado diario y el coste de esa misma cantidad de energía al precio marginal horario del mercado diario, y esto para el conjunto de las centrales durante los respectivos períodos.

       La CNE en sus informes recoge estimaciones similares de las rentas extraordinarias obtenidas por estas centrales.

       FUNDAMENTOS DE DERECHO

       PRIMERO.- La cuestión que se plantea en este expediente es el abuso por parte de VIESGO GENERACIÓN de su posición de dominio en los mercados de suministro de electricidad en restricciones técnicas en las zonas Centro-Sur y Sur, los días 20 y 21 de febrero, 9 y 23 de abril y 27 y 28 de octubre de 2002, y los días 17,18 y 19 de enero, 15, 16 y 17 de febrero y 17 y 18 de mayo de 2003, aplicando precios abusivos.

       SEGUNDO.- El expediente sancionador ha sido incoado de oficio por el SDC, en base a los informes remitidos por la Comisión Nacional de la Energía

       (CNE), en cumplimiento de la función Duodécima de la disposición adicional Undécima Tercera, punto 1 de la Ley 34/1998 del sector de hidrocarburos.

       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:

      -Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico 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, “establecer la 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 secuencialmente, 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 comercializadores (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 contraprestación 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 precedencia 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.

      1. 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.

      2. 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 11).

      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, comercializadores, 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 del 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”.

       CUARTO.- El Servicio imputa a VIESGO la explotación abusiva de su posición de dominio en los mercados relevantes de restricciones técnicas en las zonas Centro-Sur y Sur, en los que se aprecia un comportamiento inusual de sus centrales de Puertollano, Puentenuevo, Algeciras 1 y Algeciras 2 que, en el período investigado, elevaron de forma sustancial los precios de su energía ofertada al mercado diario, muy por encima de los precios resultado de la casación. Consistiría el abuso en ofertar a esos precios elevados con el objeto de no resultar casada en el mercado diario y ser llamada a restricciones técnicas, y obtener de se modo unos ingresos muy superiores a los que hubiera obtenido de haber casado su energía en el mercado diario, puesto que el precio pagado en restricciones técnicas es el de la propia oferta al mercado diario de la central llamada a resolver las restricciones y no el resultante de la casación en el mercado.

       QUINTO.- VIESGO, frente a las imputaciones de que es objeto por el Servicio de Defensa de la Competencia, en el trámite de prueba y vista ante este Tribunal, lejos de aportar pruebas fehacientes que refuten los hechos probados, tras reafirmarse en todas las alegaciones presentadas ante el SDC

       y ante el Tribunal, alega en sus conclusiones que el SDC no ha demostrado fuera de toda duda razonable la infracción, y en forma resumida argumenta:

       1. ) Que no disfrutó en ningún momento de posición de dominio porque no podía tener el conocimiento, en el momento de hacer sus ofertas al mercado diario, de que iban a surgir restricciones técnicas que sólo sus centrales serían capaces de resolver y que “siempre entendió que existía un amplio numero de centrales capaces de resolver las restricciones técnicas resueltas por sus centrales”. Que el sistema de resolución de restricciones técnicas era poco transparente y generaba incertidumbre a las empresas afectadas.

       2. ) Que, aun en el supuesto de que se encontrara en posición de dominio, no trató de aprovecharse porque en los catorce días imputados no cambió su política habitual, las ofertas se ajustaron al mínimo necesario para cubrir los costes previstos de operación y permitir un mínimo retorno.

       3. ) Que la comparación realizada por el Servicio entre los precios de oferta al mercado y los costes variables revelados (CVRs) para suministro en condiciones normales no se ajusta a la realidad al no tener en cuenta los costes de operación en restricciones técnicas, incluyendo la necesidad de mantener la central en funcionamiento de forma continua (no obstante reconoce que es una aproximación suficientemente cercana a sus costes variables de operación para el suministro continuo en PDBF). Y que de haber ofertado a precios equivalentes a los CVRs, VIESGO habría incurrido en pérdidas significativas.

       4. ) Finalmente, alega que, incluso si debiera considerarse que las ofertas de VIESGO en esos días no eran equitativas, (lo que lógicamente no admite), en ningún caso puede imputarse intencionalidad en el abuso.

       Añade que es el quinto productor de energía en España, con un 5% de potencia instalada, y con costes de generación muy altos y bajo factor de utilización por lo que es el operador menos rentable de los grandes competidores.

       SEXTO.- Este Tribunal, con el fin de contrastar fuera de toda duda razonable los elementos que conforman la posición de domino y demás extremos de la imputación, acordó, mediante Diligencia para mejor proveer descrita en el punto 14 de los ANTECEDENTES, solicitar a OMEL y REE confirmación sobre algunos de los extremos contenidos en la información remitida al SDC, así como información adicional sobre costes de centrales de igual tecnología y sobrecostes producidos al sistema.

       El día 22 de noviembre de 2006 se reciben en el Tribunal las respuestas de Red Eléctrica Española (REE) y de OMEL. La información contenida en las mismas, aunque es cierto que no responde a todas las cuestiones planteadas por el Tribunal, contiene los elementos necesarios referentes a mercado relevante, posición de VIESGO en el mercado y diferencias de precios con otras centrales de igual tecnología, para contrastar los aspectos que podían plantear alguna duda tras el trámite de prueba y vista.

       Una vez recibida la información de OMEL y REE, el 28 de noviembre se pone en conocimiento de VIESGO, con el preceptivo período para alegaciones.

       VIESGO, en escrito recibido el 19 de noviembre de 2006 alega lo siguiente sobre las contestaciones:

       1. Contexto fáctico.- VIESGO reitera las características de la empresa y su situación en el mercado de la generación de energía eléctrica.

          -VIESGO es el operador más pequeño de los integrados con una cuota en el año 2002 de 3,4% y descendente, llegando a ser del 2% en el 2006. Además es un mero tomador de precios.

          -El mercado de restricciones técnicas es legal y su coste sobre el coste total de la energía no supera valores del 3,2%. La aportación al mismo de VIESGO ha permitido dar seguridad de suministro en las zonas y evitar cortes.

          -VIESGO no disponía del conocimiento, ni de la información, ni de las herramientas para predecir la aparición de restricciones y planificar su estrategia. Sus ofertas tenían el único fin de evitar pérdidas si era llamado a restricciones. Ni siquiera en los 14 días imputados, en que tuvo poder de mercado, conocía esta situación, ni abusó de ella.

          -Los niveles de precios de VIESGO se mantuvieron en los años de referencia en los niveles de otros operadores.

          -Los ingresos por restricciones podían suponer un impacto negativo para VIESGO ya que el esquema de recuperación de Costes de Transición a la Competencia penalizaba las empresas con precios en mercado elevados. No obtuvo beneficios extraordinarios en 2002, ni en 2003, y en 2002 tuvo resultado positivo (5,8 M€) y en 2003 pérdidas (26,4M€).

       2. Contexto legal.- VIESGO se remite, una vez más, al artículo 24.2 de la Constitución Española, relativo a la presunción de inocencia y a la obligación de la Administración de probar fuera de toda duda los hechos imputados.

       3. Contestación de OMEL: En primer lugar, VIESGO considera que la respuesta no puede ser utilizada en la resolución del expediente por no haber sido remitida en plazo. Además, añade, OMEL no ha respondido a las cuestiones planteadas y a la información remitida (comparación con ofertas de la misma fuente de energía) es irrelevante ya que compara situaciones distintas, mercado diario y mercado en restricciones.

       4. Contestación de REE.- Considera insuficiente la información para “resolver las dudas del Tribunal” y carente de relevancia en la demostración de los hechos.

          SEPTIMO.- Los hechos que se han declarado probados en el apartado HECHOS PROBADOS, han sido acreditados en el expediente, tanto ante el SDC como ante este Tribunal, por la información recibida de los gestores del mercado, el operador del sistema (REE) y el operador del mercado (OMEL) y no han sido desvirtuados por las alegaciones de la parte interesada.

          La superación por todos los implicados del plazo de respuesta fijado en la Diligencia para mejor proveer no ha supuesto ningún menoscabo en los derechos de defensa de VIESGO, que ha contado con plazo suficiente para responder a las informaciones de REE y OMEL y así lo ha hecho como consta en el expediente, en escrito remitido el 19 de diciembre (folios 751 y ss del TDC). Por otra parte la suspensión de plazo, prevista en el artículo 56.2 de la Ley de Defensa de la Competencia para las Diligencias del artículo 42, ha sido por un período limitado que no ha superado los 2 meses. Además, tal como establece el artículo 63.3 de la Ley 30/92, la realización de actuaciones administrativas fuera de plazo sólo implicará su anulabilidad cuando así lo imponga la naturaleza del término o plazo y en este caso no se da esa circunstancia.

          Compete ahora al Tribunal valorar la conducta de VIESGO en el mercado de energía eléctrica, a la luz de las disposiciones de la LDC y en particular de su artículo 6, que prohíbe la explotación abusiva por una (o varias) empresas de su posición de dominio. Este artículo en su punto 2 recoge algunas de las posibles conductas en que se puede concretar dicho abuso, entre las que menciona expresamente la imposición, de forma directa o indirecta, de precios no equitativos y la limitación de la producción o distribución en perjuicio de los consumidores.

          Procede por tanto analizar si se han dado los supuestos que permitan calificar la conducta como abusiva a los efectos del artículo 6 de la LDC.

          OCTAVO.- Por lo que se refiere al mercado relevante, en el que debe delimitarse la existencia de posición de dominio de la empresa, ha sido definido por el Servicio (folio 1383) y corroborado por REE para los períodos investigados, como “el mercado de suministro de energía eléctrica en restricciones técnicas en las zona Centro-Sur (Ciudad Real, Córdoba y Jaén); y el mercado de suministro de energía eléctrica en restricciones técnicas en la zona Sur”.

          Niega VIESGO dicha definición, considerándola estrecha, y afirma que otras empresas pueden participar en la solución de restricciones técnicas en las citadas zonas.

          Las características de la electricidad (no almacenable, sin sustitutivos cercanos, trasportada en red) hacen que, primero, y por lo que se refiere al producto, no sea sustituible la energía eléctrica que se negocia en el “pool eléctrico” con la de restricciones técnicas; y segundo, que el mercado geográfico deba delimitarse, dentro del mercado de la oferta de energía del pool, como aquella parte en que es posible resolver la restricción técnica.

          La situación y las condiciones de la red tiene como consecuencia que, dentro del territorio peninsular (que es el definido tanto por la Comisión Europea como por este Tribunal como el mercado de la electricidad) se conformen islas eléctricas en cuyas zonas sólo las empresas de la propia zona pueden resolver las restricciones técnicas que se planteen y que conforman a estos efectos el mercado relevante.

          El TDC en su Informe C 60/00 se refiere a este mercado cuando dice, “en estos casos, para satisfacer la demanda de energía de una zona concreta se ha de poner en producción una central de generación determinada, generalmente la más cercana a la zona afectada por el déficit energético y, en consecuencia, esa energía no se genera por el sistema establecido en el mercado mayorista. Es decir, no es energía generada como resultado de la casación de la oferta y la demanda del sistema, ni se retribuye al precio del mercado mayorista, sino al precio que oferta la central que resuelve la restricción técnica. En resumen, existen ciertas zonas geográficas donde se generan restricciones técnicas que sólo pueden ser resueltas por un escaso número de centrales de generación, todas ellas pertenecientes, a menudo, a la misma empresa que actuará en tales circunstancias en régimen de monopolio. Por ello, cabe considerar el mercado de restricciones como un mercado afectado independiente del resto de mercados anteriormente delimitados.”

          También la Comisión Nacional de la Energía recoge esa definición (ver píe de página 40, folio 1416 del expdte. SDC).

          La Comisión Europea, se refiere a esta delimitación local de los mercados geográficos eléctricos en su Informe preliminar sobre el sector eléctrico en la Investigación que esta llevando a cabo en el sector energético, de febrero de 2006, cuando dice que si bien la mayor parte son de ámbito nacional -debido a las barreras entre países- pueden ser inferiores, particularmente cuando se dan segmentaciones en los mercados nacionales producidas por congestiones de la red de suministro, como es el caso de las restricciones técnicas, lo que lleva a la situación de mercados regionales o locales. En cuyo caso es indispensable un operador determinado para cubrir la demanda.

          Pero además esta definición de mercado, en los limites de las zonas Centro-Sur y Sur para el caso que nos ocupa, realizada por CNE y REE (folios 92 y 1028) ha quedado reafirmada sin ningún genero de duda por el operador del sistema, REE, en su escrito de 22 de noviembre de 2006 (folio 715 TDC), cuando a pregunta realizada por este Tribunal:

          Pregunta TDC: “Confirme si las zonas eléctricas definidas en sus escritos de 17 de enero de 2005, 1 de abril de 2005 y 27 de abril de 2005, en respuesta al SDC (Zona Centro-Sur y Zona Sur) tienen unas características técnicas tales que, cuando se producen restricciones técnicas, es imposible resolver las mismas con centrales de la red situadas fuera de dichas zonas y que, por tanto, solo y exclusivamente las centrales de la propia zona, a las que hace referencia en sus escritos, eran capaces de solucionar dichas restricciones, o si por el contrario esta situación de necesidad de autoabastecimiento de la zona definida sólo se produce en momentos determinados y para restricciones técnicas concretas”, responde:

          Respuesta REE: Les confirmamos que las restricciones técnicas identificadas en las Zonas Centro-Sur y Sur en los períodos solicitados, únicamente podían ser resueltas mediante la programación de los grupos generadores asociados a dichas zonas y referenciados en los documentos previos que les fueron enviados con fecha 17 de enero de 2005, 1 de abril de 2005 y 27 de abril de 2005 .

          Por tanto, las restricciones técnicas identificadas en la Zona Centro-Sur y Sur “únicamente podían ser resultas mediante la programación de los grupos generadores asociados a dichas zonas”, tal como se recoge en los puntos 4 y 5 de los Hechos probados.

          Pero además VIESGO disponía de la información necesaria para conocer que en esas dos zonas, las restricciones técnicas cuando se producen, tan solo pueden resolverlas centrales de la propia zona porque a partir de la publicación del R.D.L 6/2000, los casos de estudio utilizados para los análisis y solución de restricciones técnicas se publican a los tres meses (respuesta de REE, de 22 de noviembre de 2006). Luego VIESGO no puede alegar que entendía que podían resolverlas un “amplio” número de centrales, ya que en las zonas investigadas, aparte de las centrales de VIESGO sólo funcionaba una central en la zona Centro-Sur (Elcogás), y tres centrales en la zona Sur

          (Barrios y San Roque 1 y 2).

          Por tanto este Tribunal se reafirma en la definición del mercado relevante local de restricciones técnicas en que operaban las centrales de VIESGO

          GENERACIÓN realizada por el Servicio, sin perjuicio de que este mercado se constituya como tal en una fase temporal posterior del propio mercado diario, e íntimamente relacionado con él. El mercado de restricciones guarda una estrecha relación con el mercado mayorista peninsular de la energía eléctrica.

          Ambos mercados, (junto con otros como el intradiario) sirven al mismo fin de satisfacer la demanda de energía en la Península y hay operadores eléctricos que pueden participar en uno o en otro. Lo cual no impide que las condiciones de mercado y, en particular, de oferta, sean distintas entre sí.

          NOVENO.- Una vez determinado el mercado afectado es necesario analizar si VIESGO gozaba de posición de dominio en las zonas y los días imputados, de acuerdo con el artículo 6 de la LDC. El Servicio ha utilizado un criterio muy restrictivo, considerando que se dio esta situación exclusivamente en los días en que el resto de las centrales de la zona capaces de resolver las restricciones técnicas no estaban disponibles.

          La doctrina del TJCE (sentencias United Bands, Hoffmann-La Roche C 85/76 etc.), define la posición dominio como:

          “Aquella posición de poder económico de la que disfruta un operador y que le permite obstaculizar el mantenimiento de una competencia efectiva en el mercado relevante dándole el poder de comportarse, en una apreciable medida, con independencia de sus competidores de sus clientes y, en definitiva, de los consumidores. Esto no impide que exista una determinada competencia en ese mercado pero permite a la empresa que disfruta de ese poder, sino determinar, al menos tener una amplia influencia en las condiciones de competencia, y en cualquier caso actuar sin tener en cuenta la conducta de sus competidores”.

          Como ya se ha explicado en Fundamentos de derecho TERCERO, el mercado regulado de energía eléctrica tiene unas características particulares en función de las cuales debemos analizar el comportamiento de VIESGO

          para concluir si disfrutaba de esa independencia de comportamiento respecto a los competidores.

          VIESGO es una empresa comparativamente pequeña en el mercado eléctrico, ocupando el quinto lugar en potencia instalada, con un 5% del total nacional, y según sus propias manifestaciones con una producción inferior debido a que sus centrales tienen costes de generación elevados. Pero por las características del mercado eléctrico en las zonas investigadas, VIESGO

          contaba en restricciones técnicas con una demanda de energía rígida, sin que hubiera en muchas ocasiones otra alternativa para los demandantes de energía en la zona.

          Como ha quedado demostrado en el punto 7 de los Hechos probados, en los días imputados, de producirse restricciones técnicas, las centrales de VIESGO eran las únicas que podían ser llamadas para resolverlas (el resto de centrales de la zona no estaban disponibles).

          Además, en el momento de los hechos (en que no estaban vigentes los criterios de confidencialidad adoptados en el año 2004) las indisponibilidades de generación de los distintos grupos eran publicadas en el mismo momento en que se comunicaban al operador del sistema y todos los agentes contaban con esa información, por tanto VIESGO conocía que grupos de la zona respectiva estaba indisponibles y no podían ser llamados a restricciones técnicas.

          Pero además VIESGO tenía una demanda residual positiva en las zonas que le permitía actuar en el mercado diario sin tener en cuenta las ofertas de sus competidores en el mismo, sabiendo que de no casar sus ofertas en el mercado diario el sistema debía acudir a restricciones técnicas, donde tenia posición de dominio. Un operador tiene demanda residual positiva en el mercado, cuando el resto de los operadores del mercado no pueden satisfacer la demanda. Un operador tiene demanda residual positiva en una zona (Dr), si la diferencia entre la demanda de la zona (D) y la suma de la oferta del resto de operadores de la zona (Orz) y de la oferta que pueda venir del exterior (Oex) es mayor que cero, (Dr=D-Orz-Oex>0).

          En el caso del mercado eléctrico, un operador tiene demanda residual positiva en una zona, cuando el resto de los operadores de la zona no igualan la demanda, y la diferencia no se puede cubrir por el resto de operadores del mercado diario nacional del exterior de la zona (por subtensiones en la zona, etc.). En determinadas zonas y durante determinados períodos de tiempo se configuran mercados en los que, por problemas en la red, o bien porque un operador de la zona afectada ha retirado oferta del mercado, o lo que es equivalente ha ofertado a precios de imposible casación en le diario, se generan lo que se denomina restricciones técnicas, y en ese mercado local y temporal el operador se enfrentará a una demanda residual positiva. En esa situación el Operador del Sistema (REE) debe recurrir a los operadores de la zona que han ofertado al mercado diario, aunque no hayan casado en el mismo. Y el sistema deberá pagar la energía, no al precio marginal del mercado, sino al precio de oferta y por tanto en condiciones ventajosas para el operador que es llamado a resolver la restricción técnica.

          A preguntas de este Tribunal sobre la probabilidad de que en las zonas Centro-Sur y Sur, en los períodos señalados, se produjera escasez de oferta en las mismas (restricción) si alguna de las centrales de la respectiva zona no estaba en disposición de suministrar energía en el mercado diario o no entraba a suministrarla por no casar en el mercado, responde REE los siguiente:

          De manera general podemos destacar que:

          • Zona Centro-Sur: dadas las características técnicas de la zona en el período requerido, para evitar problemas de subtensiones en la zona era necesario al menos el grupo de Puentenuevo 3 y otro grupo a elegir entre Puertollano y Elcogás.

          Asimismo, para cubrir las horas punta del día en condiciones de fuerte demanda, o ante situaciones de determinadas indisponibilidades de red en la zona puede resultar necesaria la programación de un tercer grupo.

          • Zona Sur: dadas las características técnicas de la zona en el período requerido, para evitar problemas de subtensiones y para garantizar el suministro en la zona resulta necesaria la programación del grupo de Barrios, y de algún otro grupo del conjunto Algeciras 1, Algeciras 2, San Roque 1 y San Roque 2.

          Al igual que sucede en la Zona Centro-Sur, ante situaciones de fuerte demanda en las horas punta del día, o ante determinadas situaciones de indisponibilidad de red, resulta necesaria la programación de otro grupo adicional en la zona VIESGO tenía una demanda residual positiva en las respectivas zonas, que sólo podían cubrir sus centrales. En la zona Centro Sur era imprescindible una central de VIESGO, (Puentenuevo 3). En la zona SUR, incluso en situaciones normales, ante indisponibilidades de alguna de las otras centrales era necesaria la participación de VIESGO para garantizar el suministro de la zona.

          En los días imputados VIESGO contaba con una demanda residual positiva en las respectivas zonas, por indisponibilidad del resto de centrales. Y

          conocía, como cualquier operador del mercado, antes de realizar su oferta al mercado diario, la oferta total, técnicamente posible, para el suministro de la zona, y por registros históricos la demanda de la zona.

          VIESGO podía conocer y conocía que era un operador imprescindible, que su aportación de energía era necesaria para cubrir la demanda de la zona, bien en el mercado diario, bien en restricciones técnicas, y que sin su aportación en el mercado diario era inevitable que se produjeran restricciones técnicas.

          Por tanto VIESGO podía ofertar al mercado diario a precios elevados sin temor a no vender su producto por no ser casado y con la seguridad de hacerlo en restricciones técnicas, y a precios más elevados. También podía acudir al mercado intradiario y a servicios complementarios. Además no tenía ninguna presión de los competidores porque conocía los de la zona y sabía, por la información compartida en el sistema, cual era su disponibilidad. Y no tenía presión desde el exterior de la zona debido a las barreras técnicas de la red de distribución. En definitiva, VIESGO GENERACIÓN tenía posición de dominio en el mercado de restricciones técnicas de las respectivas zonas

          (Centro-Sur y Sur) en los 14 días imputados, en los que todas las demás centrales generadoras de la zona estaban indisponibles.

          Frente a las alegaciones de VIESGO de la falta de transparencia e incertidumbre de la resolución de restricciones técnicas para las centrales afectadas, el hecho es que ni siquiera necesitaba prever “la incidencia de restricciones técnicas” sino que tenía la capacidad para provocarlas, realizando ofertas al mercado diario de imposible casación, como las que se ha demostrado se produjeron durante todo el período investigado, sabiendo que de no casar sus centrales se produciría escasez de energía en la zona que el sistema debía cubrir en restricciones técnicas, para lo cual debería llamar a las centrales de VIESGO y pagarle un precio mucho más elevado, el de su oferta al mercado diario, en lugar del precio marginal del mercado. Por tanto VIESGO tenía el incentivo y la capacidad para realizar ofertas a precios elevados al mercado diario, no casar en el mismo y propiciar las restricciones, para las que después sería programada.

          La conducta de VIESGO, al ofertar a precios elevados en el mercado diario, distorsionaba dicho mercado y además le permitía abusar en el mercado conexo de restricciones técnicas donde tenía posición de dominio.

          Por tanto, al margen de su cuota de mercado en el mercado nacional eléctrico de generación, las características y organización del mismo recogidas en el punto TERCERO de los Fundamentos de derecho, con fases temporales sucesivas que conforman distintas definiciones del mercado relevante (el mercado diario de ámbito peninsular y el de restricciones técnicas, de ámbito zonal) y que satisfacen la misma demanda, posibilitaban a VIESGO

          estrategias en el mercado diario que le permitían crear escasez en la zona, propiciando la entrada en funcionamiento del mercado de restricciones técnicas, y beneficiarse así de su posición de dominio en el mismo.

          VIESGO GENERACIÓN tenía en el mercado de restricciones técnicas de las respectivas zonas (Centro-Sur y Sur) posición de dominio en los 14 días imputados, en los que todas las demás centrales generadoras de la zona estaban indisponibles, y VIESGO lo sabía con antelación y podía, como así lo hizo, realizar ofertas a precios elevados en la fase previa del mercado (en el diario) con el objeto de que la demanda de la zona no fuera cubierta en el mismo a los precios de mercado y así ser llamado a restricciones técnicas a los precios más elevados de su oferta.

          La alegación de VIESGO según la cual, aún en el caso de tener posición de dominio en los 14 días imputados, no trató de aprovecharse de ella porque no se produjo ningún cambio en su política de ofertas en esos días, no puede ser compartida por este Tribunal, porque el comportamiento irregular en el mercado diario se ha extendido a un período mucho más largo, durante el cual no casó en el mercado diario y fue llamada de forma recurrente a restricciones técnicas, con el consiguiente sobrecoste para el sistema.

          Ese comportamiento fue distinto en períodos anteriores y posteriores en los que ofertó al mercado diario a precios muchos más bajos, en los que sus ofertas fueron casadas con regularidad (punto 3 de Hechos probados).

          La limitada imputación del Servicio a los 14 días en que las centrales de VIESGO, y sólo ellas, eran las únicas operativas en el mercado de restricciones técnicas de la zona, y por tanto con posición de dominio fuera de toda duda, no desmiente que durante el resto del período analizado VIESGO

          estuviera ofertando al mercado diario a unos precios que le impidieran casar en el mismo, cumpliendo formalmente la obligación que le impone la Ley de realizar la oferta, pero con el objeto de no ser casada e ir a restricciones técnicas y obtener un precio superior al del mercado, puesto que VIESGO

          disfrutaba de una demanda residual positiva durante todo el período en la zona Centro–Sur, y durante gran parte del mismo (no disponibilidad de San Roque 1 y 2) en la zona Sur. VIESGO obtuvo durante todo el período, en un porcentaje elevado de los días, en los que fue llamado a restricciones técnicas, un precio por la energía muy superior al del mercado.

          DECIMO.- Queda ahora valorar si los precios ofertados por VIESGO fueron abusivos, no equitativos, según el artículo 6 de la LDC. La conductas abusivas pueden tomar muchas formas en el mercado eléctrico, una de ellas puede ser el que los operadores, una vez superado el umbral de producción que les da derecho a cobrar la garantía de potencia, oferten al mercado diario a precios elevados para no casar, superiores a sus costes variables, cuando saben que por su posición de dominio en una zona necesariamente serán llamados a restricciones técnicas, y que se les pagará el precio más elevado de su oferta al mercado diario.

          VIESGO argumenta que sus precios al mercado diario son elevados para cubrirse del alto riesgo de no ser casada en el mercado, dado el coste elevado de sus centrales, y ser llamadas a restricciones técnicas, donde existen “sobrecostes derivados de la necesidad de mantener la central en funcionamiento continuo y una serie de sobrecostes adicionales de operación”.

          La organización del mercado eléctrico, regulado por la Ley 54/1997, está diseñada para que toda la demanda, inelástica al precio en el corto plazo, se cubra a un precio igual al coste marginal de la última unidad necesaria para igualar la oferta. Lógicamente la casación en el mercado va de las más eficientes a las menos eficientes hasta igualar la demanda. Pero si los operadores ofertan al mercado diario a precios estratégicos distintos de sus costes, están distorsionando el mercado y falseando la formación de precios, en detrimento de los demandantes, que deberán pagar precios superiores a los que resultarían del mercado en las condiciones previstas por la Ley, bien por incremento de los precios del mercado diario, bien por el sobrecoste que deberán pagar en restricciones técnicas.

          Pero la conducta es más grave y abusiva si, utilizando su posición de dominio en el mercado de las restricciones técnicas, el operador que hace la oferta estratégica falseando el mercado, eleva artificialmente los precios sabiendo con seguridad que va a ser llamado a restricciones técnicas porque la demanda no puede ser cubierta en el mercado diario y nadie más que él puede hacerlo en restricciones, obteniendo de ese modo unas rentas extraordinarias, que no obtendría de producir esa misma cantidad de energía, ya sea para el mercado diario, ya sea para restricciones técnicas a los precios en que debería haber hecho la oferta.

          VIESGO, desde su posición de dominio en el mercado de restricciones podía, como ha quedado acreditado que hizo, realizar ofertas a precios elevados al mercado diario. Y sin perjuicio de su cuota de mercado en el mercado nacional, podía actuar en el mismo sin tener en cuenta los precios de sus competidores, ya que aunque su oferta no casara en el mercado diario, sería llamado a cubrir la demanda en restricciones técnicas, mercado en el que tenía posición de dominio. De hecho, el no resultar casado en el diario no sólo no le afectaba, sino que le beneficiaba, sabedor de que en esos días tenía, no la alta probabilidad, sino la seguridad, de que sería llamado a solucionar las restricciones técnicas al precio que impusiese. De ahí que tuviera el incentivo y la capacidad de ofertar a unos precios que le permitieran restringir su oferta al mercado diario y situarla en aquel mercado en el que gozaba de posición de dominio y podía ejercerla.

          La conducta de VIESGO, constituye, por tanto, un abuso de su posición en el mercado de restricciones por el cual, a) al ofertar a precios elevados en el mercado diario, se aseguraba que su oferta no casara en el mismo y por tanto generaba escasez en la zona, y b) valiéndose de su posición de dominio, que ejerce, colocaba su producción en aquel mercado donde puede obtener un beneficio extraordinario, generando un sobrecoste al sistema, como ha quedado acreditado en el punto 10 de Hechos probados.

          Además, VIESGO, que en sus alegaciones ha aportado gráficos “visuales” de sobrecostes adicionales y de las horas de “relleno”, no ha aportado ningún estudio cuantificado de sus costes, y no ha probado porqué sus costes en restricciones técnicas son tan elevados como para duplicar o triplicar los distintos costes de referencia utilizados (punto 6 de los hechos probados), sean estos los CVRs o los revelados por los precios de los competidores que utilizan igual fuente de generación y que por tanto debe suponerse tienen costes equivalentes.

          Y dado que no podemos contar con los costes reales de VIESGO y que no existen (no existían en el momento de los hechos) costes revelados en restricciones técnicas, puesto que la energía se pagaba al precio de oferta del mercado diario, la única referencia para evaluar la equidad de los precios ofertados, y a los que le fue pagada la energía en restricciones técnicas, no puede ser otra que los costes revelados en el mercado diario, ya sean los del propio VIESGO en fechas en que ha casado en el mercado, o bien los costes revelados por los productores que usan igual fuente de energía. Y como consta en el punto 8 de los Hechos probados, los precios ofertados por VIESGO y pagados en restricciones técnicas fueron en algunas ocasiones escandalosamente superiores a los utilizados de referencia.

          Los precios abusivos constituyen una práctica especialmente dañina para la economía en general e implican una pérdida neta de bienestar. Y esta conducta es especialmente grave en un sector regulado como el sector eléctrico. La conducta llevada acabo por VIESGO, además del posible incremento del precio del mercado diario, ha supuesto un sobrecoste para la economía, calculado como la diferencia entre el precio marginal del mercado y el precio recibido por VIESGO en sus aportaciones de energía en restricciones técnicas durante el período investigado de 60 millones de euros

          (punto 10 de Hechos probados).

          Dicho sobrecoste se ha repercutido proporcionalmente a todos los agentes del mercado de electricidad y en los contratos bilaterales, en función de la energía contratada, encareciendo el coste de la energía, que es un input básico para el sector productivo y por ende con afectación a la competencia aguas abajo, a la competitividad de la economía y sobre los consumidores, de forma directa e indirecta.

          Por otra parte los precios que se pagan en RRTT no se han fijado en el mercado ni han podido incidir vía demanda, por rígida que ésta sea, en una moderación del uso de la energía. Además, al tratarse la electricidad de un producto con tarifa regulada, el sobrecoste engrosará la compensación al déficit de tarifa desplazado hacía el futuro.

          UNDECIMO.- Constatados y probados los hechos que acreditan la posición de dominio de la imputada en los referidos mercados de restricciones técnicas, así como la oferta al mercado diario a unos precios, excesivos respecto a los parámetros de comparación disponibles, y claramente dirigidos a no casar en el mismo e ir a restricciones técnicas, debe concluirse que VIESGO ha incurrido en una infracción al artículo 6 de la LDC, abusando de su posición de dominio en los mercados de restricciones técnicas de la zona Centro-Sur y SUR, mediante la presentación de ofertas al mercado diario a precios no equitativos. Y que esa conducta ha tenido efectos sobre el mercado porque el sobrecoste se ha repercutido a todos los agentes usuarios de energía eléctrica.

          Alega la denunciada falta de intencionalidad en el abuso, lo que podría ser relevante en la fijación de la multa sancionadora, pero esa falta de intencionalidad no se compadece con la oferta sistemática durante largos períodos, a precios claramente superiores a sus costes revelados y fuera del orden de mérito de las centrales de similar tecnología.

          DUODECIMO.- Por lo que se refiere a la determinación de la cuantía de la sanción, el Tribunal ha tenido en cuenta la importancia de la infracción, abuso de posición de dominio en un mercado regulado, a la luz del resto de criterios del artículo 10 de la LDC, a saber:

          1. Por lo que se refiere a la modalidad y alcance de la restricción, es manifiesto que el abuso en la formación de precios del mercado de energía eléctrica supone una infracción grave y de alcance general.

          2. A la hora de valorar la dimensión del mercado, aunque el de restricciones técnicas es local, no lo es el de energía eléctrica, sobre el que recae el efecto, tanto a través del establecimiento de precios en el mercado diario como de la repercusión sobre todos los demandantes de energía del sobrecoste del precio pagado en restricciones técnicas.

          3. En cuanto a la cuota, los días imputados VIESGO era el único operador disponible en el mercado de restricciones técnicas. En cuanto al efecto, ya se ha dicho en el punto b) anterior que el incremento de precios se extendió, por el diseño del mercado eléctrico, a toda la energía consumida en el mercado peninsular.

          4. Respecto a la duración, la conducta se ha imputado por el Servicio a 14 días no consecutivos.

          5. No se conoce reiteración de las conductas.

          Además de los criterios anteriores de la LDC sobre la entidad de la infracción, siguiendo la doctrina del Tribunal Supremo, al objeto de alcanzar la debida proporcionalidad, el Tribunal ha tenido en cuenta otras circunstancias concurrentes, como el tamaño relativo de la empresa, la quinta del mercado español y con una cuota de sólo el 5% del mismo, según las alegaciones de VIESGO; o sanciones anteriores de este Tribunal, Resolución 552/02 de 7 de julio de 2004, en el que por una infracción similar de 3 días, frente a los 14 de este caso, se impuso una multa de 900.000€.

          Atendiendo a todas esa circunstancias el Tribunal fija la cuantía de la sanción en 2,5 M€.

          Por todo lo anterior, vistos los preceptos citados y los demás de general aplicación, el Tribunal de Defensa de la Competencia, por mayoría,

          RESUELVE

          PRIMERO: Declarar que en este expediente se ha acreditado que ENEL

          VIESGO GENERACIÓN, S.L., es responsable de una infracción al artículo 6 de la LDC, consistente en abusar de su posición de dominio en el mercado de energía eléctrica en una situación de restricciones técnicas de las zonas Centro-Sur y Sur, los días 20 y 21 de febrero, 9 y 23 de abril y 27 y 28 de octubre de 2002, y los días 17,18 y 19 de enero, 15, 16 y 17 de febrero y 17 y 18 de mayo de 2003, ofertando al mercado diario a precios superiores a sus Costes Variables Revelados, con el objeto de no casar en el mercado diario y sabiendo que sería llamada a restricciones técnicas, y pagada a su precio de oferta al diario, porque su energía era necesaria para satisfacer la demanda de la zona, al ser la única disponible en la misma.

          SEGUNDO.- Imponer a ENEL VIESGO GENERACIÓN, S.L. una multa de 2,5 Millones de Euros TERCERO.- Intimar a ENEL VIESGO GENERACIÓN, S.L. para que se abstenga en lo sucesivo de realizar prácticas sancionadas, prohibidas por la LDC.

          CUARTO.- Ordenar a la empresa sancionada la publicación, a su costa, en el plazo de dos meses, de la parte dispositiva de esta Resolución en el Boletín Oficial del Estado y en las páginas de dos de los diarios de información general de mayor difusión.

          QUINTO.- Imponer a la empresa sancionada una multa coercitiva de 600 euros, por cada día de retraso en el cumplimiento de la obligación de publicación.

          SEXTO.- La sancionada deberá justificar el cumplimiento de las anteriores obligaciones ante el Servicio de Defensa de la Competencia, al que le corresponde, de acuerdo con el artículo 31.b) de la LDC, la vigilancia del cumplimiento de las Resoluciones de este Tribunal.

          Comuníquese esta Resolución al Servicio de Defensa de la Competencia y notifíquese a los interesados, haciéndoles saber que la misma pone fin a la vía administrativa y que pueden interponer contra ella recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional, en el plazo de dos meses a contar desde su notificación.

          VOTO PARTICULAR QUE FORMULA EL VOCAL D. MIGUEL CUERDO

          MIR A LA RESOLUCIÓN DEL EXPTE. 602/05, VIESGO GENERACIÓN

          Discrepo de lo acordado mayoritariamente por el Pleno del Tribunal en este Expediente sancionador, sobre todo en algunas cuestiones que, desde mi punto de vista, han sido fundamentales para la Resolución y, precisamente por ello, me veo obligado a formular el siguiente voto particular:

   1. Lo que se ventilaba en este expediente era si la mercantil denunciada actuó en fraude de ley, aprovechándose de una solución que daba el regulador del sistema eléctrico español al problema de ajuste de oferta y demanda, cuando el mercado mayorista diario las había casado de una forma que resultaba inviable técnicamente en determinadas zonas del territorio.

   2. Las restricciones técnicas, más allá del marco regulador concreto, hay que entenderlas como parte de un sistema que, en buen derecho, las produce como excrecencia pero también como solución subóptima, puesto que su coste de oportunidad, en términos de una mayor dotación de infraestructuras de transporte y distribución o una mayor inversión en generación en determinadas zonas geográficas, o las dos, no se justificaría desde el punto de vista de la eficiencia económica del sistema y, claro está, en relación con los costes que genera el propio sistema cuando recurre a esa solución de restricciones técnicas, que en términos más económicos tanto el regulador como los operadores y los expertos han acuñado como ‘sobrecostes’.

   3. La instrucción del SDC y la confirmación de sus conclusiones principales por parte del Pleno del Tribunal en esta Resolución, señalan que, con el conocimiento que tenía del mercado, la mercantil sancionada se aprovechó del mecanismo de solución de restricciones técnicas propuesto por el legislador. Para ello, participó en ciertos días, concretados en el expediente, en la subasta del mercado diario con el objeto de beneficiarse ilegítimamente, quedándose fuera de ese mercado de manera artificiosa, a través de una elevación importante de los precios de subasta de algunas de sus centrales.

      Conduciéndose así, se aseguraba dos cosas: por un lado, quedaría fuera del mercado diario y forzaría la restricción técnica y, como era la única empresa suministradora capaz de hacer frente al problema de restricciones técnicas en determinadas zonas del territorio y en determinadas circunstancias, sería llamada a satisfacer la cantidad demandada en esas mismas zonas con absoluta seguridad. Por otro lado, puesto que el marco regulador así lo contemplaba, cobraría cada kilovatio-hora producido en restricciones técnicas al precio con el que había ido a la subasta del mercado diario.

   4. Todo ello pudo ser posible en la medida en que tuvo independencia de comportamiento temporal y zonal, originada en la falta de oferta sustitutiva a la suya en ciertos mercados locales, producto de las restricciones técnicas, existentes a posteriori de la subasta en el mercado diario. Con el debido conocimiento previo de la situación, pudo haber seguido una conducta abusiva, basada en su posición, a través de unos precios inequitativos. Estos precios han sido considerados en la Resolución inequitativos en relación con los precios medios variables que en otros momentos ha establecido para pujar en el mercado diario mayorista. Más concretamente, el dispositivo primero de la parte resolutoria dice “ofertando al mercado diario a precios superiores a sus Costes Variables Revelados”.

      De esta manera, VIESGO estaría utilizando la solución de restricciones técnicas del sistema como fuente de beneficios extraordinarios abusivos, que se trasladarían con relativa facilidad al conjunto del sistema –demanda muy inelástica del conjunto del sistema al cambio en el precio final ocasionado por unas restricciones técnicas muy localizadas-, ya que ese supuesto sobrecoste innecesario sería repartido entre el total de kilovatios-hora contratados en el conjunto del mercado nacional mayorista. En todo caso, un incremento de precios que no se correspondería –en mucho o en poco- con aquel que hubiera pagado el mercado si la empresa VIESGO hubiera actuado en todo momento ajustada a derecho.

   5. Establecido todo lo anterior, a este Vocal le surgen dudas razonables en relación con la interpretación que se ha dado a algunos Hechos Probados, al desarrollo de algunos de los Fundamentos de Derecho y respecto al primer punto de la propia parte resolutoria. Más concretamente y, a juicio de este Vocal, de acuerdo con la propia Resolución, la empresa eléctrica VIESGO

      solamente estaría ofertando precios de subasta en el mercado diario por encima de los que se corresponden con sus costes, cuando sabe que quedándose fuera del mercado diario va a haber restricciones en esas zonas

      y, además, en esas circunstancias concretas, ella es la única capaz de hacer frente a esa demanda localizada.

      Ahora bien, lo que se requiere es saber cómo se acredita que ese incremento de precios aparentemente desproporcionado es la evidencia del abuso, más allá de la de quedarse fuera del mercado diario. En todo caso se puede profundizar en ello, puesto que esa situación extrema no agota sus posibles comportamientos, dado que las circunstancias de mercado en los días tenidos en cuenta en el Expediente –los investigados, los previos y, en algunos casos, los posteriores- son cambiantes. En este sentido, se puede establecer que VIESGO se enfrenta al menos a tres escenarios posibles, para cada uno de los cuales habrá que intentar explicar su comportamiento, a partir del marco regulador y de la correspondiente estructura de costes.

   6. En primer lugar, VIESGO se encuentra con un escenario para las centrales objeto de este Expediente en el que, dada la previsión de demanda y dadas las condiciones de oferta, la probabilidad de que existan restricciones técnicas, sea cual sea su comportamiento, es muy próxima a cero. En este caso, si VIESGO quiere que sus centrales produzcan para el mercado diario subastará una cantidad de energía eléctrica con un precio en el que el coste marginal de producción de la central se iguala con su coste variable medio.

      Este Vocal entiende que por eso en el Expediente, tanto en el Informe del SDC como en los Hechos Probados y los Fundamentos de la Resolución, se habla de Costes Variables Revelados, en el sentido de que estas centrales estarán dispuestas a entrar en el mercado diario siempre que se cubran sus costes variables de funcionamiento. Quizás fuera posible también, dado el sistema de retribución final, que se cubra parte de sus costes fijos con esa cantidad producida (esto último siempre que el coste marginal de la última unidad de electricidad subastada sea superior a ese coste variable medio). En estas condiciones no tiene sentido que VIESGO se comporte de otra manera, como por ejemplo elevando sus precios de subasta para la cantidad ofertada, puesto que eso no haría sino elevar la probabilidad de quedarse fuera del mercado diario y, como se ha señalado más arriba, en tanto que no fueran previsibles restricciones técnicas, el resultado económico comportándose así sería igual o peor que si entrara al menos a sus costes variables medios. En este punto hay que subrayar que la entrada en el mercado con un volumen de oferta para un coste marginal que iguala a los costes variables medios puede ser una solución con pérdidas para la empresa, pero en todo caso menores pérdidas

      1 que si se decidiera por no producir, es decir, no acudir a la subasta.

      Por lo tanto, en estas circunstancias y en puridad, es difícilmente asumible que la “distancia” al abuso tenga que medirse desde los costes medios variables. No obstante, son los precios de este mercado diario de los días Menores pérdidas si cabe tener en cuenta que hay una retribución por garantía de potencia, si se está en el mercado al menos un número de horas al año a plena carga o equivalente.

      anteriores y/o posteriores a los días investigados los que sirven de base para calcular un precio laminado que se considera que está revelando el coste medio variable de esas centrales, en tanto que ha entrado en ese mercado diario; pero también hay que subrayar que es el precio de aquellos días en los que no son previsibles las restricciones técnicas, haga lo que haga la empresa sancionada.

   7. En segundo lugar, cabría un escenario en el que solamente fuera probable que la empresa eléctrica, incrementando sus precios de subasta, consiga beneficios extraordinarios, saliéndose del mercado diario y entrando en el de restricciones técnicas. En este caso no es segura la entrada en restricciones técnicas

      2

      . De hecho, las centrales de generación de VIESGO objeto de este expediente no siempre han tenido la posibilidad de suministrar energía en régimen de restricciones técnicas, habiéndose quedado fuera del mercado diario. Más concretamente, en el caso de Puertollano de los 62 días investigados, 23 días no entró ni en el diario ni en restricciones. En el caso de Puentenuevo, de los 58 días investigados, 8 días no entró ni en el mercado diario ni en el de restricciones técnicas. En el caso de Algeciras I, de los 695 días investigados, 517 días no entró en el diario ni en restricciones. En el caso de Algeciras II, de los 557 días investigados, 294 días no entró en el diario ni tampoco en restricciones.

      En este segundo escenario, la conducta de VIESGO no es independiente de lo que hagan los otros agentes. Es decir, cuanto más alto fije su precio en la subasta más probable será que se quede fuera del mercado diario. Esta eventualidad no elimina la probabilidad de que se quede fuera también del mercado de restricciones técnicas, más bien al contrario: el comportamiento que cabría esperar de VIESGO no puede basarse en una propuesta de precios de subasta abusivos, porque si lo fueran aumentaría la probabilidad de quedarse fuera del mercado diario y también del mercado de restricciones técnicas, en cuanto hubiera competidores para entrar en restricciones técnicas, que parece que es lo que ha ocurrido en los días señalados en el párrafo anterior.

   8. Pero, además, en este segundo escenario y a juicio de este Vocal, hay que tener en cuenta otras cuestiones para que la Resolución hubiera quedado ajustada a derecho. Se trata ni más ni menos que de aquel comportamiento al que se ve empujada la empresa eléctrica en esos días a partir del marco regulador que se dio a la cuestión de las restricciones técnicas. Es decir, una empresa que entra en la subasta del mercado diario con su coste medio variable del primer escenario, puede incurrir en pérdidas más o menos importantes si los costes de producción en restricciones técnicas son Se podría decir que en este segundo escenario no hay demanda residual positiva zonal para las centrales de VIESGO objeto del Expediente.

      superiores a los costes de producción para el mercado diario

      3

      . Con estas coordenadas, si cualquiera de las centrales de generación objeto de este Expediente no entra finalmente en el mercado diario, y el operador del sistema la designa como el generador que tiene que resolver el problema de las restricciones técnicas, tendría que hacer frente a la eventualidad de costes señalada. En este caso, no debería extrañar que la empresa se decida por subastar energía por encima de su coste variable medio de mercado diario si existe la probabilidad de acabar suministrando en régimen de restricciones técnicas, siempre que los costes medios de producción en régimen de restricciones técnicas sean superiores a los costes medios de producción para el mercado diario. La empresa presentará unos precios de oferta en la subasta de acuerdo con esta realidad, puesto que serían los precios que, de situarse en pérdida, se la minimizarían. No podría considerarse un abuso que la empresa incorpore ese elemento de incertidumbre en sus decisiones de fijar precios con los que ir a la subasta del mercado, dado que la regulación propende a ello. En estos casos, el coste medio variable revelado a través del precio del mercado diario sería inferior al coste medio variable revelado a través del precio del mercado diario en un escenario en el que, con la información disponible, la probabilidad de acabar en restricciones técnicas es positiva.

      Este segundo escenario tendría la virtualidad de incorporar un coste de producción en restricciones que no fuera abusivo, entre otras cosas, porque en este escenario es posible que haya competidores en restricciones técnicas, como lo prueban todos aquellos días que, no entrando en el mercado diario, estas centrales de VIESGO tampoco han sido la solución para las restricciones técnicas existentes. La cuestión fundamental es que ese coste de producción en restricciones, a partir de los supuestos establecidos, es superior al coste variable revelado del mercado diario del primer escenario. Este extremo la instrucción no lo ha tenido en cuenta suficientemente y, en opinión de este Vocal, la Resolución del Tribunal tampoco lo ha considerado.

   9. Por último, el tercer escenario sería aquel en el que el comportamiento de VIESGO aboca al mercado a la existencia de restricciones técnicas y a la necesidad de su solución. Esta solución solamente podría venir de la mano de las propias centrales de VIESGO en las dos zonas descritas en el Esta ha sido una alegación de la parte denunciada que en opinión de este Vocal no ha sido suficientemente contrastada ni contestada en el Expediente. En el Hecho Probado 8 no se entra a fondo en esta cuestión y solamente se constata en los párrafos finales de este Hecho Probado que los precios medios ponderados en entornos de restricciones técnicas, probables o seguras, superan los precios medios ponderados de otras centrales de similar tecnología; habría que añadir, quizás, que se trata de precios de subastas en el mercado diario sin la sombra de la restricciones técnicas. Por otro lado, todo este razonamiento en lo sustantivo no quedaría modificado si se introdujeran probables entradas en otros mercados como el intradiario o el de servicios complementarios, puesto que lo que se dice es que la empresa tiene que tener en cuenta en los precios ofertados todas estas eventualidades.

      Expediente, es decir, tendría para sí una demanda residual positiva temporal y zonal. En este caso, se podría producir una conducta abusiva si forzara su salida del mercado diario con un precio para la subasta en el mercado diario que fuera muy superior al coste medio en restricciones técnicas. Es decir, a sabiendas de lo que iba a ocurrir, pudiera presentar en el mercado diario un precio de subasta que no fuese equitativo respecto del que señalaban los costes de producción en restricciones técnicas en un entorno con más centrales competidoras. Pero, de lo anterior no se puede inferir que fuera necesariamente abusivo respecto de un precio de subasta basado en el coste variable revelado en el mercado diario sin restricciones técnicas probables -que es, a juicio de este Vocal, lo que cabe colegir del dispositivo primero de la parte resolutoria del Expediente-, en la medida en que este último no puede ser la magnitud de comparación para saber si efectivamente se ha seguido una conducta abusiva.

   10. En definitiva, aunque pueda resultar extraordinariamente alto el precio ofertado en el mercado mayorista diario por VIESGO en los días señalados en los que se produciría la conducta supuestamente abusiva, y aunque de ello se pueda inferir un precio comercialmente anómalo, para acreditarlo como inequitativo caben dudas de que se haya elegido el correcto criterio de comparación y medida y esto es sustantivo en un expediente sancionador.