Fusiones y adquisiciones en el sector eléctrico: experiencia internacional en el análisis de casos

Fusiones y adquisiciones en el sector eléctrico: Experiencia internacional en el análisis de casos CEER Centro de Estudios Económicos de la Regulación Universidad Argentina de la Empresa Lima 717, 1° piso C1073AAO BUENOS AIRES, ARGENTINA Teléfono: 54-11-43797693 Fax: 54-11-43797588 E-mail: [email protected] http://www.uade.edu.ar/economia/ceer (Por favor, mire las últimas páginas de este documento por una lista de los Textos de Discusión y de la Working Paper Series del CEER e información concerniente a suscripciones). El Centro de Estudios de Economía de la Regulación (CEER), es una organización dedicada al análisis de la regulación de los servicios públicos. El CEER es apoyado financieramente por el Banco Mundial, los Entes Reguladores de Agua y Electricidad de la República Argentina, y la Universidad Argentina de la Empresa (Buenos Aires), donde el CEER tiene su sede. Autoridades del CEER: Ing. Eduardo Cevallo, Presidente Ente Tripartito de Obras y Servicios Sanitarios. Lic. Enrique Devoto, Vicepresidente Primero Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Dr. Antonio Estache, World Bank Institute, Dr. Carlos Newland, Rector Universidad Argentina de la Empresa (UADE), Dr. Omar Chisari, Decano Facultad de Ciencias Económicas (UADE). INVESTIGADORES: Lic. Diego Bondorevsky, Dr. Omar Chisari, Lic. Gustavo Ferro, Dr. Diego Petrecolla, Dr. Martín Rodriguez Pardina, Lic. Carlos Romero, Lic. Christian Ruzzier,. AYUDANTES DE INVESTIGACIÓN: Lic. Iván Canay, Lic. Mauricio Roitman, Lic. Mariano Runco Fusiones y adquisiciones en el sector eléctrico: Experiencia internacional en el análisis de casos Resumen: El objetivo del presente reporte es analizar los casos de fusiones y adquisiciones de empresas del sector eléctrico que se han registrado en sistemas ya desregulados total o parcialmente. Para ello, se investigan los fundamentos utilizados por las agencias reguladoras y de defensa de la competencia y los resultados finales de casos de Europa, Estados Unidos y Latinoamérica. Abstract: The purpouse of this paper is to analyze merger and acquisition cases in the electricity sector registered in totally or partially deregulated systems. With this intention, we analyze the arguments put forward by regulatory and competition agencies and the final outcomes of cases in Europe, the United States and Latin America. Pertenencia profesional de los autores: Diego Bondorevsky, Centro de Estudios Económicos de la Regulación, UADE. Carlos A. Romero, Dpto. de Economía y Finanzas y Centro de Estudios Económicos de la Regulación, UADE [email protected] [email protected] CEER Centro de Estudios Económicos de la Regulación Universidad Argentina de la Empresa Lima 717, 1° piso C1073AAO Buenos Aires, Argentina Teléfono: 54-11-43797693 Fax: 54-11-43797588 E-mail: [email protected] http://www.uade.edu.ar/economia/ceer 1 INTRODUCCIÓN
Los beneficios de la desregulación en el sector eléctrico podrán hacerse efectivos siempre y cuando los actores de la industria no puedan ejercer poder de mercado. Uno de los principales objetivos al momento de decidir desregular el sector eléctrico fue el de introducir competencia en todos las etapas donde fuera posible, específicamente en generación y comercialización. Este objetivo inicial se vería amenazado si los agentes tienden a coludir o fusionarse y de esa manera conseguir una posición dominante que les permitiría afectar los precios de mercado y de esta manera obtener mayores beneficios. Para mantener en funcionamiento un mercado competitivo es necesario contar entonces con mecanismos que permitan evaluar correctamente en qué medida se ve afectado el interés público cuando se producen fusiones o adquisiciones en el sector eléctrico. Dado que la política de defensa de la competencia local puede utilizar gran cantidad de argumentos usuales correspondientes a experiencias en diversos países, el objetivo del presente reporte es analizar los casos de fusiones y adquisiciones de empresas del sector eléctrico que se han registrado en sistemas ya desregulados total o parcialmente. Para ello, se investigarán los fundamentos utilizados y los resultados finales de casos de Europa, Estados Unidos y Latinoamérica y se considerará cuidadosamente la posibilidad de extrapolar dicha experiencia a la Argentina y al sector eléctrico en particular. El mercado eléctrico de generación presenta características peculiares que demandan un análisis aislado de su comportamiento a fin de analizar el poder de mercado de las firmas participantes. Entre otras variables particulares de este sector encontramos: un producto no almacenable y homogéneo como la electricidad, fuertes economías de red, demanda de corto plazo relativamente inelástica y un sistema centralizado de fijación de precios. Para este fin, el análisis profundizará en el estudio de las variables más importantes a tener en cuenta en fusiones en el sector eléctrico. Análisis del producto: potencia y energía. Análisis de mercados relevantes para la definición de “participación de mercado”: mercado horario, geográfico, de potencia y de energía, spot y de contratos; disponibilidad de sustitutos (si hay sustitutos el mercado relevante es más amplio y, por ejemplo, es posible argumentar que el poder de mercado en una franja horaria está disciplinado porque los consumidores pasan a consumir en otra hora). Asimismo, se establecerán los aspectos relevantes a considerar, por un lado, en los mercados de contratos, y por otro lado, en los mercados o formas de transacción que se anticipen para la industria (por ejemplo, presencia de comercializadores). Por otro lado, el estudio de fusiones en una industria como la eléctrica obliga a observar sus consecuencias en la integración vertical de la industria. Los casos de la mayoría de los países analizados tratan este impacto en cada uno de los segmentos de la industria, como así también en la integración entre la generación de electricidad y el transporte y producción de gas. El riesgo de la integración vertical se presenta ante las posibilidades de la denegación de acceso a una instalación esencial, como también al potencial aumento deliberado de los costos de las firmas rivales, la coordinación anti-competitiva y la evasión regulatoria. Como alternativas a estos problemas se analizarán los casos la regulación de acceso abierto a tarifa regulada y en Estados Unidos la creación de operadores del despacho independientes a la firma fusionada (ISOs) El trabajo presentará casos de paliativos propuestos por las agencias reguladoras o de defensa de la competencia a los casos donde la fusión implique una obstrucción a la competencia en ese mercado. Con ese fin se analizaran diversas propuestas como la desinversión en activos, la de liberar capacidad en reserva o la instalación de períodos de “open season” como en Estados Unidos. Cuando se analiza los mercados eléctricos mayoristas con el fin de detectar posibles casos de antitrust, el Tribunal de Defensa de la Competencia de España (2001) considera que la primera variable que determina el comportamiento de las empresas en el mercado es su capacidad de generación medida en términos relativos con respecto a sus competidores y con respecto a la demanda, esto es, la cuota de generación. A mayores niveles de capacidad de generación y a mayor distancia del inmediato competidor, mayores posibilidades de actuar como empresa líder y, por lo tanto, mayores posibilidades de que el resultado de equilibrio se aproxime al resultado de equilibrio de monopolio. La segunda variable de interés a la hora de analizar el comportamiento de los operadores de generación en el mercado es la variable tecnológica que, en este mercado, viene medida por la composición del parque tecnológico o “mix” de generación. En el caso de una estructura de mercado con varios operadores de similares capacidades, aquel que tenga la mayor ventaja tecnológica, en este caso fundamentalmente el agua, menores precios de oferta podrá fijar. Esto en principio, puede conllevar un precio de equilibrio más cercano al precio competitivo, sin embargo, a igualdad de cuotas de generación, le otorga al titular de las tecnologías más eficientes un poder de mercado sobre sus competidores que puede utilizar para expulsarlos del mercado. El mismo Tribunal manifiesta que cada una de las distintas tecnologías de producción presenta especificidades propias que le confieren un valor diferenciados de las demás. Una primera distinción cabe establecer entre los que el sector denomina centrales de base o centrales modulables. Las primeras, compuesta entre otras por centrales nucleares, se caracterizan por altos costos fijos de puesta en funcionamiento en relación a los variables dependientes del costo del combustible, y una vez que entran en funcionamiento lo razonable es mantenerlas así hasta el momento de recargar su combustible. También se encuentran dentro de este grupo las centrales hídricas de pasada (en contraposición a las de embalse) que funcionarán siempre que exista caudal para ello. El resto de las centrales de generación entran en la clasificación de modulables, esto es son centrales que técnicamente pueden ser paradas y puesta en marcha sin restricciones sustanciales. Las diferencias entre unas y otras se centra fundamentalmente en sus distintos costos marginales. Al ser técnicamente modulables se las caracteriza como centrales retirables ya que su propietario puede retirarlas del sistema según su estrategia de producción. Esto sucede cuando al retirar una central del sistema se consigue que se incorpore otra que fijará un precio en el mercado mayorista superior al que habría determinado la central retirada. Como toda la energía se retribuye a ese precio, si el titular tenía otras centrales produciendo, habrá conseguido un mayor precio para toda la energía generada en el sistema. El resultado final del comportamiento de los mercados eléctricos mayoristas dependerá, entre otras variables, de la existencia de empresas con poder de mercado, de las estrategias seguidas por cada uno, de las tecnologías de producción de cada operador y de la posición relativa de cada agente en la red del sistema. Como han indicado Borenstein et al. (1999) la medición de poder de mercado o el índice Herfindahl-Hirschman (HHI), puede no ser tan representativo en este caso. Las medidas de concentración como el HHI indican la concentración actual de las ventas o la capacidad. Sin embargo, en la industria eléctrica, aunque una firma pueda tener un relativamente pequeño “market share” para un dado nivel de demanda, puede darse el caso que si esa firma reduce su producto, ninguna otra firma pueda ser capaz de reemplazar esa oferta dado el costo, la capacidad de generación o las restricciones de la red de transmisión. Para tener en cuenta los aspectos particulares de la industria, se presenta como herramienta de gran utilidad para el análisis de la concentración del sector, los métodos computados de simulación del mercado eléctrico. Al contrario de los casos de HHI, que son utilizados para una etapa de “screening”, las simulaciones sirven para una etapa más avanzada de análisis. Estos modelos permiten visualizar con mayor facilidad la posibilidad de tomar decisiones en forma estratégica por parte de las firmas que son capaces de afectar los precios de mercado. El trabajo se estructura de la siguiente forma. La sección 2 considera la normativa y experiencias referidas Estados Unidos. En la sección 3 se analizan los casos de la Comunidad Económica Europea y la de sus países miembros. En la sección 4 se tratan los casos latinoamericanos. Finalmente en las conclusiones se realiza un resumen de las lecciones de los casos analizados. 2 ESTADOS UNIDOS
Consideraciones Generales
Las autoridades regulatorias de Estados Unidos, tanto en el ámbito federal como estadual establecieron mecanismos para analizar la consistencia de fusiones y adquisiciones con el funcionamiento de mercados competitivos. Sin embargo, se debe notar que la regulación de la industria eléctrica en Estados Unidos ha fundamentalmente intentado remediar situaciones que podían crear o profundizar el ejercicio de poder de mercado, pero no casos donde esa situación corrientemente existía. No sido hasta recientemente que tanto las comisiones estatales como el FERC han intentando tratar casos de poder de mercado existente (Binz y Frankena, 1998). Específicamente, las fusiones de empresas del sector eléctrico, deben solicitarse de acuerdo a los términos de la sección 203 de la Federal Power Act (FPA). El organismo de aplicación es la Federal Energy Regulatory Commission (FERC). Cuando se trata de grupos también hay que tener en cuenta el Public Utility Holding Company Act (PUHCA). El peso de la prueba para demostrar que la fusión es consistente con el interés público recae sobre los solicitantes. Asimismo, si alguien presenta oposición debe presentar evidencia alternativa. Sin embargo, que la oposición no presente evidencia adecuadamente no significa que no haya daño a la competencia. Adicionalmente, el personal técnico de la comisión presenta su propia evidencia. En primera instancia, los solicitantes presentan los estudios requeridos por el Department of Justice (1997) en las Horizontal Merger Guidelines (HMG) y el análisis del Appendix A del Merger Policy Statement -Order 592 (MPS) elaborado por el FERC (1996). La Comisión evalúa los análisis presentados por los solicitantes y por terceros que se presenten dentro del marco establecido por los procedimientos. Si del primer “screening” no se superan los límites establecidos en las HMG y la Comisión no observa otros factores que puedan afectar la competencia, la fusión es aprobada. Asimismo, si se superan los límites de las HMG la Comisión evalúa si es necesario seguir adelante con el análisis del Merger Policy Statement o aprueba directamente si considera que no hay efectos adversos. En casos más complicados, la Comisión puede solicitar una audiencia. En estas audiencias participan los solicitantes, los oponentes, la fiscalía (staff de la Comisión). La decisión en primera instancia queda a cargo de un juez (“presiding judge”). Luego de tomada la decisión sobre la base de las presentaciones de las partes la Comisión actúa como una segunda instancia de oficio. La aprobación de la fusión por parte de la Comisión puede estar sujeta a algunas condiciones que deben cumplir las empresas como paso previo. Algunos de estos remedios pueden ser la venta de plantas generadoras, y/o el traspaso de líneas de transmisión a transportistas independientes, entre otras medidas de mitigación. Por otra parte, la Comisión también suele solicitar que se intente realizar acuerdos en forma privada entre los solicitantes y los oponentes (“Agreement Hearing”) sobre medidas de mitigación. La industria eléctrica norteamericana esta integrada por más de 3300 empresas (públicas, privadas y cooperativas) encargadas de producción, transporte, distribución y comercialización. Está organizada en distintos niveles para garantizar la operación coordinada y la confiabilidad del suministro. Existen 5 grandes áreas interconectadas, 9 consejos regionales de confiabilidad (Southern Electric Reliability Council y Electric Reliability Council of Texas, entre otros), 20 “pools” (por ejemplo, Southwest Power Pool, New York Power Pool, New England Power Pool, Pennsylvania-New Jersey-Maryland Power Pool, Mid-Continent Area Power Pool y Mid-America Interconnected Network) y 157 áreas de control. Una característica importante del sector es que no hay restricciones a la integración vertical de la industria eléctrica, salvo las que provienen como medidas de mitigación de potencial comportamiento anticompetitivo correspondientes a fusiones solicitadas. Cada región tiene una Comisión que se encarga de la regulación. Por ejemplo, la introducción de competencia en el segmento minorista, la obligación de formar una transportista independiente (ISO) encargada de operar la red es jurisdicción de estas Comisiones regionales y no de la FERC cuyo ámbito es el federal. Actualmente, la industria eléctrica está siendo reestructurada a nivel regional, aunque con diferente grado de avance en cada una de las regiones . Básicamente, la tendencia es crear mercados eléctricos más competitivos a través de la desregulación minorista. Para ello, se crean sistemas de despacho descentralizados (por ejemplo, el Power Exchange en California) y requerimientos de “divestiture” de la transmisión y su operación por una ISO. Junto con esto generalmente se establece un criterio de acceso abierto a las redes de transmisión y distribución. La capacidad instalada total es de 705.324 MW (1995) de los cuales 14% es nuclear, 11% hidroeléctrica y 8.7% ciclo combinados o turbo-gas. La gran mayoría utilizan carbón como insumo (53% del consumo combustible). El marco básico para evaluar los efectos competitivos de fusiones en Estados Unidos lo brindan las HMG y el MPS. De acuerdo con las HMG se debe evaluar para cada caso considerado, si la fusión implica aumento de concentración, efectos negativos sobre la competencia, si la entrada de nuevos competidores compensa los efectos adversos, si se generan ganancias de eficiencia que no se pueden obtener por otros medios y si la viabilidad de algunas de las firmas está comprometida en caso de no realizarse la fusión. 1 Binz, Feiler y McFadden (1997) comparan los avances de la reestructuración para cada uno de los Estados. En primer lugar, se deben delinear los mercados relevantes, tanto en cuanto a productos como a la extensión geográfica. El criterio para determinar el producto (o área geográfica) relevante consiste en simular que pasaría si un “monopolista hipotético” incrementa los precios de los productos de las firmas que se fusionan. El incremento debe ser pequeño, significativo y permanente. Luego, se consideran la reacción de los potenciales compradores teniendo en cuenta básicamente: 1. Evidencia que los compradores cambian hacia la compra de otros productos (o en otras áreas geográficas) en respuesta al cambio en los precios relativos 2. Evidencia que los vendedores tomen decisiones sobre la base de la sustitución entre productos (o compras en diferentes localidades) que harían los compradores. 3. La influencia de la competencia en segmento “downstream” sobre la producción de los 4. Los plazos y costos para que se produzca la sustitución entre productos (o zonas). En general, el “test del monopolio hipotético” se hace hasta encontrar productos (o localidades) sustitutos que impidan hacer ganancias significativas a partir de un aumento del 5% del precio. En segundo lugar, se identifican las firmas que participan en el mercado relevante. Se incluyen las empresas que actualmente producen o venden, incluyendo empresas integradas verticalmente y las firmas que entrarían al mercado (entrantes no comprometidos) aún considerando el incremento de precios que surge del test del monopolista hipotético. Adicionalmente se requiere que los costos hundidos, de entrada y salida, sean poco significativos. En tercer lugar se computan las participaciones de mercado de las firmas identificadas y posteriormente se calcula la concentración utilizando el índice de Herfindhal-Hirschman (HHI). En el punto siguiente se detalla el uso de este índice para analizar fusiones. En cuarto lugar, se toman los efectos adversos sobre la competencia. Dado que la pérdida de bienestar es creciente con el HHI, mayor concentración de mercado afectaría la probabilidad que una firma o un grupo puedan ejercitar poder de mercado. Para ello se observa la posibilidad que las firmas a través de la interacción coordinada (explícita o implícita) afecten negativamente a los consumidores. Estos efectos negativos se contrapesan con ganancias de eficiencia que no podrían ser obtenidas en caso de no realizarse la fusión (por ejemplo, la fusión de dos competidores de alto costo podría transformarse en una empresa de bajo costo). En quinto lugar, se estudia la posibilidad de entrada (comprometida) de nuevos competidores, dentro de un período determinado, luego de hecha efectiva de la fusión. Esta entrada podría compensar los efectos adversos ya que la empresa fusionada no podría mantener el incremento de precios. Por último se considera un argumento adicional que tiene que ver con la viabilidad de las firmas, o partes de las mismas, que no afectarían la performance del mercado en la situación post-fusión. Las HMG se aplican en todo tipo de fusiones horizontales. A los efectos de la industria eléctrica, es necesario un estudio más detallado que surge del Apéndice A del MPS. Dicho apéndice establece una serie pautas que permiten profundizar el análisis, y adecuarlo a las características del mercado eléctrico, de los impactos mencionados en las HMG. Adicionalmente, la Comisión considera el uso de modelos estratégicos y que representen los flujos a través de las líneas de transmisión como alternativa al análisis anterior. Especialmente, para adecuar los estudios a la reestructuración de los mercados eléctricos que estaba comenzando al momento de publicarse el MPS. El análisis de los casos se concentra principalmente en las discusiones sobre los efectos de la concentración en el segmento de generación (efectos horizontales). Además, se comentan algunos efectos causados por la integración vertical (efectos verticales) de las empresas, ya sea hacia adelante (transmisión en alta tensión) o hacia atrás (provisión de gas natural). 2.1.1 Commonwealth Edison Company (COMED) y PECO Energy Company (PECO)
COMED y PECO solicitan la fusión bajo la aplicación de la sección 203 de la FPA. Las empresas se transformaran en subsidiarias de una subsidiaria existente de PECO, Exelon Corporation. Consecuentemente Exelon se transformará en la controladora. COMED es propietaria de 9.214 MW de capacidad de generación nuclear, ya que vendió toda su capacidad no nuclear a Mission Energy Inc. y realizó una serie de PPA para asegurar su provisión de energía en Illinois. Tiene líneas de transmisión cuyo control compromete transferir a Midwest ISO (independientemente de la fusión). PECO es proveedor de electricidad y gas en Pennsylvania. Junto con sus subsidiarias es propietaria de 9.500 MW de capacidad de generación térmica, hidroeléctrica y nuclear. Además tiene el 50% en AmerGen Energy Company que opera unidades de generación a lo largo de EEUU (especialmente nucleares). COMED y PECO no están directamente interconectadas, pero contrataron capacidad de transmisión. El más importante es un acuerdo por 10 años de 300 MW. Los solicitantes se comprometen a realizar una reorganización interna del negocio dividiendo verticalmente sus actividades de distribución, transmisión y generación. También se comprometen a no venderse mutuamente energía a menos que la Comisión lo autorice y en tal caso a precios de mercado (una especie de “Chinese Wall” entre los distintos segmentos). Los solicitantes identifican a las ventas de energía no-firme como el producto relevante y usan capacidad económica y disponible como medidas. Utilizan el análisis del Apéndice A. En lugar de utilizar el sistema lambda, utilizan un rango de precios entre $15 y $100 por MWh. En 10 de los 11 períodos considerados (super-pico, pico y valle para verano, invierno y resto y super-super-pico en verano). Los HHI están en un rango post-fusión desde 4.395 a 5.671 con variaciones desde 179 a 297. Argumentan que los límites se superan por el tratamiento de los 300 MW acordados entre COMED y PECO. Con respecto a los efectos verticales correspondientes a transmisión y generación, los solicitantes mencionan que no generan ningún impacto sobre la competencia. Esto se debe a que 2 Algunos de estos casos están citados en Chisari et al (2000) 3 FERC #61.036, “Commonwealth Edison Co. y PECO Energy Co.: Order Authorizing Merger”, COMED maneja plantas de base (nucleares) y que PECO porque su despacho está dentro del área de una ISO. La Comisión considera que no hay problemas competitivos derivados de la concentración en generación. Tampoco considera necesario que se deshagan del contrato de 300 MW. Si bien los HHI superan los límites no observan ninguna estrategia factible que produzca como resultado un aumento en los precios de mercado. Las razones son: 1. Para la mayor parte de las horas del año la curva de oferta es achatada por lo tanto ocultar capacidad no aumentaría significativamente los precios 2. Para aquellas horas en que podría aumentar exitosamente los precios COMED tendría que utilizar capacidad nuclear de bajo costo 3. La única generación de COMED es nuclear que es difícil de manejar para ocultar capacidad durante los periodos más beneficiosos. Con respecto a los efectos verticales, la Comisión concuerda con los argumentos de los 2.1.2 American Electric Power Company (AEP) y Central and South West Corporation
(CSW)
AEP es una utility con 7 subsidiarias en Kentucky, Michigan, Ohio, Tenessee, Virginia y West Virginia con unos 3 millones de clientes. También es propietaria de AES generating Company, que tiene 38 plantas con 23800 MW de capacidad y 22000 millas de líneas de transmisión. CSW es propietaria de 4 compañías con 1.7 millones de clientes en Arkansas, Lousiana, Oklahoma y Texas. Los dos sistemas no están directamente interconectados. Las empresas han obtenido derechos de transmisión firme por 250MW a través de subsidiarias de Ameren Corporation. 1. vender 550 MW de capacidad de generación, 2. limitar los contratos de capacidad firme de generación a 250 MW, 3. programar capacidad disponible en ERCOT y SPP sobre la base de primero entrado, 4. otorgar prioridad en SPP a las importaciones no-firmes, 5. declinar prioridad en las transferencias de AEP a CSW por un periodo de 4 años, 6. adoptar medidas de protección a los clientes y 7. integrar una comisión con funciones relacionadas con servicios de transmisión, seguridad y confiabilidad de la red y control de responsabilidades. La Comisión decretó la realización de una audiencia porque la fusión propuesta sobrepasó los límites de las medidas de screening en algunos mercados y porque existe la posibilidad de que haya problemas de acceso a competidores en transmisión. En la audiencia hubo acuerdos privados entre los peticionarios y empresas que realizaron oposiciones para que las retiren. 4 FERC #61.242, “American Electric Power Co., y Central and South West Corp.: Opinion and Order Reversing in Part, Affirming in Part, Vacating in part and Modifying in part the Initial Decision”, Opinion No.242, 15/marzo/2000. Sobre los efectos en el mercado de generación, AEP y CSW identifican a la energía no- firme y a la capacidad de corto plazo como los productos relevantes (Medida de capacidad económica) y a los consumidores directamente interconectados como los potencialmente afectados. A su vez, definen 58 mercados relevantes (metodología del Apéndice A de la Orden #592) y evalúan la concentración sobre 10 períodos (Super-pico, pico y valle para verano, invierno y resto y un período de super-super-pico en verano). Los resultados exceden los límites en algunas áreas y períodos, pero argumentan que se debe básicamente a las transferencias de 250 MW de AEP a CSW (que incluso harían bajar el precio final por ser energía más barata) y proponen vender 550 MW en las áreas de SPP y ERCOT. Se acepta la propuesta de venta como aceptable aunque no se la considera un remedio 2.1.3 Ohio Edison Company, Pennsylvania Power Company, Cleveland Electric Illuminating
Company y Toledo Edison Company
Para investigar los efectos sobre la competencia de la fusión solicitada por los peticionarios la comisión ofreció 2 opciones: audiencia, o que los peticionantes presenten propuestas que remedien un potencial poder de mercado Con respecto al efecto sobre las tarifas, la comisión ordenó que las empresas inicien negociaciones con los clientes mayoristas que no habían acordado previamente (principalmente las municipalidades de Pennsylvania). Los peticionarios eligen la segunda opción y presentan un análisis revisado (el presentado originalmente fue duramente criticado) dentro del marco del Apéndice A y proponen ciertas medidas de mitigación. Algunos comentaristas se oponen a la propuesta de mitigación porque no incluye la creación de una ISO ni la venta de unidades de generación. El análisis del Apéndice A agregó un cambio de supuesto sobre el uso del sistema de transmisión por terceros y la utilización del sistema Lambda para calcular los precios de la energía. Por su parte, los cálculos de concentración exceden los límites para los mercados relevantes. Para mitigar estos efectos proponen mantener el mismo sistema de prioridad de reserva y corte de energía existente en la situación pre-fusión y aseguran que no se operará el sistema de tal manera que impida el acceso de terceros. Sin embargo, la principal preocupación yace en la posibilidad que la firma fusionada pueda manejar estratégicamente la generación y la capacidad de transmisión para ejercer poder de mercado. Por lo tanto, la comisión establece la creación de un ISO. Asimismo, el ISO garantizaría el principio de acceso abierto. 5 FERC #61.110, “Ohio Edison Co., Pennsylvania Power Co., Cleveland Electric Illuminating Co. and Toledo Edison Co.: Order Conditionally Authorizing Proposed Merger”, 29/octubre/1997. 2.1.4 Atlantic City Electric Company (Atlantic) y Delmarva Power & Light Company
(Delmarva)
Atlantic y Delmarva proponen fusionarse en una nueva compañía, Conectiv Holding, de la cual ambas serán subsidiarias. Ambas empresas están conectadas a través del sistema de alta tensión operadas por PJM. Atlantic enfrenta una demanda máxima de 2.042 MW (1995), es propietaria de 1.679 MW de generación y tiene contratos por 670 MW. Representa 4.2% de la capacidad total de PJM. También es propietaria de 963 millas de transmisión en New Jersey. Delamarva provee electricidad minorista a 437 mil conexiones en Delaware, Maryland y Virginia y 100 mil clientes de gas en Delaware y 10 clientes mayoristas de electricidad. Su demanda máxima fue de 2.364 MW en 1995. Es propietaria de 2.728 MW de generación y tiene contratos por 105 MW, con una participación de 5% en PJM. Además, maneja 1.508 millas de líneas de transmisión. Los solicitantes realizan su análisis de concentración considerando capacidad de corto y largo plazo y energía no-firme. Con respecto a capacidad de largo, establecen que no hay barreras a la entrada y que no tienen capacidad para imponerlas. Con respecto a capacidad de corto, analizan la capacidad no comprometida y encuentran que ninguna de las empresas tiene capacidad no-comprometida durante el período 1998-2001. Con respecto a energía no-firme, en la primera etapa se analiza el destino geográfico y concluyen que deberían ser incluidos todos los consumidores potenciales de PJM. Reconocen que hay restricciones a flujos en el este de PJM bajo ciertas condiciones y en períodos limitados de tiempo. En la segunda etapa se identifican los potenciales competidores a través del test de precio de entrega (aquellos que pueden entregar energía a no más del 5% del precio de mercado) y encuentran que todas las unidades de generación en PJM y 1700 MW de NYPP son potenciales competidores, realizando un exhaustivo análisis de la estimación de los costos de generación y transporte asignados así como de congestión. Del análisis de concentración surge que con respecto a la capacidad económica no se producirían efectos anti-competitivos (HHI 835-1021 con cambios de 70-32 para los peores escenarios). La Comisión critica parcialmente la metodología por la forma de considerar generación que no viene de utilities y una restricción de transporte. Se hacen los ajustes correspondientes que producen cambios en HHI mayores de 100 sólo en 3 de 14 escenarios propuestos. Con respecto a la capacidad económica, suponen que la generación de bajo costo es utilizada de base y para contratos y que la restante capacidad está disponible para ventas. Los solicitantes no tienen capacidad económica disponible (en algunos casos el cambio del HHI es negativo). La participación más alta que encontraron fue 3.1%. Para la capacidad total el HHI post-fusión es de 1616 (cambio de 68). Este análisis se consideró suficiente para autorizar la fusión. 2.1.5 San Diego Gas & Electric Company (SDGE), Enova Energy Inc. (EEI), Enova
6 FERC #61.126, “Atlantic City Electric Co. and Delmarva Power & Light Co.: Order Approving Merger”, corporation (Enova) y Pacific Enterprises (Pacific)
Las empresas solicitantes proponen crear NEWCO como empresa madre y dejar Enova y Enova es el grupo que engloba a SDGE, opera generación distribución y transmisión y comercializa energía en California, y EEI, un trader. Por su parte, Pacific es un grupo emparentado con Southern California Gas Company (Socalgas), distribuidor de gas y propietaria de QFs por 1.6 MW) y subsidiarias como Pacific Enrgy, QFs por 182 MW de capacidad (de los cuales se comprometen a vender 88.5 MW). Los solicitantes mencionan que no hay efectos verticales porque la venta de gas está regulada en California de tal manera que no pueden discriminar. Lo mismo pasa con la transmisión que maneja SDGE que inclusive será transferida a una ISO. En generación, el máximo cambio en el HHI es de 16. Sin embargo mencionan que SDGE pueden ejercitar poder de mercado dentro de la cuenca de San Diego pero que esta situación no se ve afectada adicionalmente por la fusión. Terceros mencionan que el mercado relevante para potenciales efectos anti-competitivos es la generación a gas del sur de California. Sugieren que la comisión imponga condiciones sobre: 1. La entrega de gas a competidores en igualdad de condiciones 2. Transparencia respecto a oferta, precios y disponibilidad de transporte de gas 3. Incrementar capacidad de transporte de gas no manejada por Socalgas. La Comisión realiza su propia evaluación de los efectos verticales. Señalan dos problemas, 1) denegar acceso y aumentar costos de rivales y 2) coordinación anti-competitiva. El producto relevante es gas entregado en el upstream y energía en el downstream (porque no tiene capacidad disponible). El mercado geográfico es el sur de California. Socalgas entrega el 96% (excluyendo QFs). No habría entrada de nuevos proveedores dentro del período relevante. Socalgas tiene el 60% de participación de la capacidad económica . Los compradores no tienen muchas alternativas (HHI superior a 1800). Entonces, mayores costos del gas afectarían el precio mayorista de la electricidad (inclusive con la operación del PX de California). Aún tomando en cuenta una hipótesis de máxima respecto a las importaciones, Socalgas tendría 30% del mercado (con un mercado moderadamente concentrado). Adicionalmente, parece poco probable la entrada de competidores downstream. Como resultado del análisis surge la necesidad de determinar una serie de medidas que mitiguen los efectos anti-competitivos: Enova y SDGE deben presentar códigos de práctica para evitar el uso inapropiado de información de mercado, deben revisar sus compromisos respecto a restricciones y requerimientos, deben separar las compras de gas para generación de las destinadas al mercado minorista. La fusión sería aprobada si los solicitantes presentan una adecuada propuesta con medidas de mitigación. 7 FERC #s/n, “San Diego Gas & Electric Co., Enova Energy Inc., Enova Corp. y Pacific Enterprises: Order Conditionally Approving Disposition of facilities, Dismissing Complaint as Moot, and Denying Request for Consolidation”, 25/junio/1997. 8 Capacidad con costo variable menor al 5% por encima del precios del mercado. 2.1.6 Wisconsin Electric Power Company (WEPCO), Northern States Power Company
Minnesota (NSPM), Northern States Power Company Wisconsin (NSPW) y Cenergy
Inc.
Los peticionantes solicitan la fusión. WEPCO es una de las más grandes utilities de MAIN y la más grande en WUMS. NSPM brinda el servicio minorista y mayorista en Minnesota, Dakota Norte y Sur. NSPW lo hace en Wisconsin y Upper Peninsula de Michigan. Cenergy es una trader propiedad de NSP. La nueva compañía se llamaría Primergy Corporation. La energía fluye a WUMS desde MAIN (sur) y MAPP (oeste). La línea (345 kV con capacidad de 700/1200 MW) que conecta MAPP y WUMS es propiedad de NSP en la jurisdicción de MAPP (100%) y de WEPCO en la jurisdicción de WUMS (52%). La conexión entre MAIN y WUMS son 3 líneas de 345 kV (1000 MW) de las cuales 2 son propiedad de WEPCO en el área de WUMS. La parte correspondiente a MAIN es 100% propiedad de Commonwealth Edison Company. La Comisión presenta 4 objeciones generales: 1. Primergy controlaría la interconexión MAPP/WUMS que es esencial en el mercado 2. El mercado de generación se volvería muy concentrado 3. La relación de Primergy con MAPP y MAIN podría usarse de manera anti-competitiva 4. Las tarifas de acceso abierto no parecen mitigar los daños a la competencia en el área. Los peticionantes realizan el análisis del mercado utilizando la metodología tradicional (HHI) y simulaciones basadas en un modelo computado. De las simulaciones surge que Primergy no podría manipular el mercado. Con respecto al HHI, se produce un aumento debido a la fusión de 671 (HHI 2283) con una participación conjunta del 36.9% en ventas de energía. Opositores presentan cálculos de HHI para varios productos relevantes que muestran cambios de HHI en un rango de 300 a 2200. Con respecto a las simulaciones mencionan la limitada utilidad del mismo y el hecho que no puede predecir comportamiento anti-competitivo en el mercado de capacidad. Por otra parte, los precios en WUMS aumentarían, lo cual sería suficiente para demostrar que la fusión no es consistente con el interés público. En una primera instancia se autorizó la fusión sujeto al cumplimiento de la creación de una ISO, y otros compromisos menores. El juez argumentó que el HHI no es determinante, que las simulaciones de los solicitantes fueron correctas y que no podrían ejercitar poder de mercado para impedir la entrada de nuevos competidores ya que no controla la transmisión. La fiscalía critica en general la posición del juez, y además, si bien está de acuerdo con la creación de una ISO, ésta debería ser independiente y no manejada por los solicitantes como fue aprobado. Los solicitantes cambian de opinión y aceptan una ISO independiente y con criterios 9 FERC #61.158, "Wisconsin Electric Power Co., Northern States Power Co. (Minnesota), Northern States Power Co. (Wisconsin) y Cenergy Inc.: Opinion and Order on Initial Decision and on requests for Rehearing and Request for Preparation of an Environmental Impact Statement", Opinion #413, 14/mayo/1997. La comisión revierte la decisión inicial del juez, sobre la base de las críticas de la fiscalía y los oponentes (e inclusive los propios HHI de los solicitantes). Con respecto al modelo, menciona que no es ampliamente aceptado, que es ad hoc pero que explícitamente deja en claro que resulta una herramienta útil y recomienda su uso en el futuro. Además deja en claro que el uso de la interface MAPP/WUMS podría hacerse en forma estratégica despachando primero a los generadores de WUMS. En definitiva, se rechaza que la fusión sea compatible con el interés público pero al mismo tiempo se cree que hay medidas que mitigan los efectos anti-competitivos. Se envía el caso a una corte de negociación. 2.1.7 Baltimore Gas and Electric Company (BGEC) y Potomac Electric Power Company
(PEPCO)
BGEC sirve el área de la ciudad de Baltimore y algunos condados de Maryland. En Maryland opera 10 unidades de generación con 6789 MW de capacidad instalada. PEPCO sirve el área de Washington DC y es propietaria de 50 plantas de generación de 6576 MW de capacidad. Los peticionantes proponen la formación de una nueva empresa: Constellation Energy Corporation que asumirá los contratos de compra, venta e intercambio de energía. Hay acuerdo en que el área relevante es PJM porque las restricciones de transporte no afectan la interconexión con otras áreas. BGEC y PEPCO presentan evidencia para mostrar que la capacidad económica disponible es la medida adecuada para determinar participación de mercado. El cambio en el HHI es menor de 100 en un mercado moderadamente concentrado (HHI: 1640). Adicionalmente presentan un HHI calculado con ventas de energía con una variación de 45. Por otra parte mencionan que el 30% de la energía del sistema es importada y por lo tanto deberían ser consideradas en el cálculo. La participación conjunta es de 12.72%. Los cálculos presentados por la fiscalía muestran valores de HHI indicando que se trata de una fusión que origina preocupación respeto a los efectos sobre la competencia. Las medidas consideras fueron: capacidad total, capacidad económica y capacidad marginal. La fiscalía menciona que las importaciones sólo compiten con una porción del mercado y que están limitados por la capacidad de transmisión que manejan BGEC y PEPCO. Calculan que la participación de mercado estaría entre 22 y 34%. Concluyen que la fusión debería ser condicional a la venta de 3600 MW de generación y un aumento de 1700 MW de transmisión o la venta de 4400 MW de generación y un upgrade de 900 MW de transmisión. Posteriormente requieren la separación de 2400 MW de generación para que el valor de cambio del HHI sea menor a 100. Los peticionantes mencionan que sus unidades de generación son utilizadas para servir el mercado local y no entran en el mercado mayorista, situación que es tomada en cuenta por la fiscalía. BGEC tiene 10% del mercado a un precio promedio de $20 por MWh mientras que PEPCO tiene un 2% a 40 $/MWh. De la discusión se concluye que no se superan los límites marcados por las Guidelines cuando el despacho produce precios de hasta 19 $/MWh pero que a partir de ese valor se superan en algunos casos (19/20 $/MWh 108, 20/21 $/MWh 130, 21/22 $/MWh 130). Sin embargo esta situación sólo se presenta en el 18% del tiempo cubierto por el análisis. Pero, al considerar 10 FERC #61.027, 1997, “Baltimore Gas and Electric Co. y Potomac electric Power Co.: Opinion and Order Authorizing Proposed Merger”, Opinion No. 412, 16/abril/1997. importaciones, con supuestos conservadores, no se observa concentración. En estas condiciones se decide aprobar la fusión. 2.1.8 Enron Power Marketing Inc.(Enron Mktg), Portland General Electric Company
(Portland Elec) y Cook Inlet Energy Supply Ltd. Partnership (Cook)
Enron Mktg es una subsidiaria de Enron Corporation (Enron). Enron es una firma integrada que se dedica principalmente al negocio del Gas, sin embargo tiene participación (menor al 50%) en firmas de generación y co-generación eléctrica. Portland Elec es la única subsidiaria eléctrica de Portland General Corporation (Portland). Portland Elec opera en Oregon (45% del total de clientes residenciales). Portland tiene participación en algunas generadoras. La propuesta es que Portland Elec y Cook se vuelvan subsidiarias de Enron. Se presentaron a la audiencia gran número de empresas, asociaciones civiles y organismos públicos. Las protestas están centradas básicamente en el efecto de la fusión sobre el mercado mayorista y especialmente sobre la posibilidad de ejercer poder de mercado a través del manejo de la transmisión. Adicionalmente se discuten las definiciones relevantes de mercado (habría importante intercambio con el mercado de California) y producto (energía según Burbank) relevante para el análisis de mercado. Bonneville por su parte está preocupada por los efectos sobre la competencia minorista. Según la Comisión la fusión no tendría poder de mercado en transmisión. Entonces, sólo podría generar poder horizontal de mercado por: 1. consolidación de la propiedad de generadoras (Enron y Portland Elec) y 2. consolidación del control de generación a través de arreglos contractuales (Enron Mktg Además, podría generar poder de mercado vertical en la provisión de insumos (gas) a competidores en generación por parte de Enron. Portland Elec tiene acceso a 3743 MW de capacidad firme de los cuales 2757 MW son propios y el resto, contratos. La demanda máxima proyectada para 2004 superaría la capacidad comprometida. Enron, por su parte, es propietaria de 333 MW en California (co-generación y eólica) de los cuales sólo 2 MW no están comprometidos a largo plazo. El mercado más pequeño considerado es de unos 60000 MW. Enron Mktg tiene contratos de corto pero muy poco de largo plazo y ninguno en el WSCC. No podría ejercer poder de mercado a través de los contratos de corto plazo no serían renovados si Enron Mktg vende la energía a precios muy altos. Prácticamente no hay cambios en la capacidad (no comprometida) entre la situación pre y post-fusíon. Los peticionantes realizan cálculos utilizando la metodología "Hub and Spoke". De los HHI surge que bajo todas las definiciones de mercado la participación post-fusión nunca excede del 9%. En algunos casos el HHI es de 2000 pero el cambio no es importante. 11 FERC #61.179, 1997, “Enron Power Marketing Inc., Portland General Electric Co. y Cook Inlet Energy Supply Ltd. Partnership: Order Approving Merger, Accepting for Filing Proposed Changes to Market-Based Rate Schedules, and Denying Request for Hearing”, 26/febrero/1997. Con respecto a la operación de gasoductos por parte de Enron, la provisión sigue un criterio de acceso abierto y además existen otros gasoductos alternativos. Por lo tanto, la comisión establece que Enron no podría ejercer poder de mercado a través de la provisión de insumos a competidores en generación. 2.1.9 Destec energy Inc. (Destec) y NGC Corporation
Destec, perteneciente al grupo Dow, posee activos de generación y reservas de gas natural. DPS (Destec Power Services) una public utility vende electricidad en el mercado mayorista en ERCOT (Texas), PG&E (California) y también en el mercado minorista. Destec, a su vez, posee indirectamente 50% de Commonwealth Atlantic, una public utility y generador eléctrico. Son accionistas de NGC: BG, NOVA y Chevron. Sus subsidiarias principales son Electric Clearinghouse, una public utility y vendedora mayorista de electricidad, Natural Gas Cl., Ozark Gas, y Kansas Gas Supply que son compañías de transporte de gas, fundamentalmente mediante gasoductos. NGC será fusionada en Destec Energy. Esta será la corporación sobreviviente y será subsidiaria de NGC Corporation. Los peticionantes solicitan la aprobación de la disposición de instalaciones jurisdiccionales vía una transferencia del control desde Destec Energy a NGC. Para tal fin, los peticionantes analizan los efectos de la concentración horizontal y aquellos de la integración vertical dados por un lado entre generación y transmisión, y por el otro lado, los dados en la integración entre un generador eléctrico con un productor y transportador de gas natural. La preocupación de la Comisión está referida a que la consolidación de instalaciones de generación que sirven un mismo mercado geográfico pueda crear un poder de mercado significativo en esos mercados. Los peticionantes identifican cuatro regiones donde se puede suscitar lo anterior: Virginia, Texas, el sudeste y California. En Virginia el incremento el HHI analizado por los peticionantes es de 10 puntos. Por su parte, en Texas, Dow (controlante de Destec Energy) propone una desinversión en generación que baja los niveles de concentración en el mercado. En el sudeste, específicamente en Florida, el análisis hecho por los peticionantes demuestra incrementos en el HHI menores o iguales a 10 puntos. En California los incrementos son de aproximadamente 20 puntos. La Comisión considera que el potencial incremento del poder de mercado es como máximo de minimis y esta por debajo de las indicativas de las Guidelines. Por otro lado, los dos potenciales problemas referentes a la integración vertical están dados 1. la consolidación de generadores de electricidad (NGC y Destec), con dueños de reservas de gas (Destec) y con gasoductos en áreas de producción (NGC) 2. la consolidación de un transportador de gas NGC con un generador de electricidad 12 FERC #61.373, 1997, “Destec energy, Inc. y NGC Corporation: Order Approving Disposition of Jurisdictional Facilities”, 25/junio/1997. Los peticionantes no tratan en su apelación estos problemas, pero, de todas formas la Comisión estima que la fusión no implicará ninguno de estos problemas. Aparte, no hubo ningún reclamo de terceros. 2.1.10 PG&E Corporation, Valero Energy Corporation (Valero) y Valero Power Services
Company (VPSC)
PG&E y Valero proponen su fusión. PG&E sirve 4.5 millones de clientes en California. Mediante sus subsidiarias tiene activos de generación, gasoductos interestaduales y almacenamiento de gas en Texas. Alguna de los gasoductos los comparte societariamente con Valero. Valero se desenvuelve en el negocio del gas natural (almacenamiento, procesamiento, transporte y comercialización principalmente en Texas). También Valero produce, transporta, distribuye y comercializa electricidad mediante VPSC. Los peticionantes se comprometen a disponer de las instalaciones de VPSC a PG&E. La Comisión evaluó que esta fusión no traía aparejado problemas anticompetitivos en generación en los mercados geográficos abarcados por la fusión. La Comisión aprobó los análisis de concentración horizontal en generación realizados por los peticionantes en los cuales el HHI permanece sin cambios en los mercados de influencia de las dos empresas. Con respecto a la posibilidad de retirar capacidad de generación con el fin de aumentar el precio, la Comisión concordó con los peticionantes de que el impacto de VPSC en despreciable en el volumen de ventas y que su fusión con PG&E no traerá problemas anticompetitivos. El producto relevante para determinar la concentración horizontal ha sido la energía no firme, ya que VPS no controla capacidad no comprometida de energía. Con respecto a transmisión, la fusión no ocasionará problemas ya que Valero y sus subsidiarias no tiene instalaciones de transmisión y la transportadora de PG&E se puede utilizar bajo una tarifa de acceso abierto. Para determinar problemas relacionados con la integración vertical, la comisión evaluó aquellos mercados aguas abajo donde se produce una fusión y si estos están servidos por mercados aguas arriba donde también se produce la fusión. En el caso de las empresas analizadas, la Comisión evaluó la posibilidad de restringir o subir el precio del gas por parte de PG&E y Valero que afecta a generadores competidores de estas empresas; La Comisión evaluó que esto no se presentaría en el caso de la fusión entre Valero y PG&E. 2.1.11 Noram Energy Corp.(Noram), Houston Industries y ERCOT
Noram, una compañía autorizada a comercializar electricidad mayorista a tarifa regulada, solicita la fusión de su compañía emparentada Noram, concentrada en distribución y transporte de 13 FERC #61.041, 1997, “PG&E Corporation, “PG&G y Valero Power Services Company: Order Approving Disposition of Jurisdictional Facilities and Indirect Merger of Jurisdictional Facilities and accepting for filling proposed changes to market-based rate schedule ”, 16/julio/1997. 14 FERC #61.120, 1997, “Noram Energy Services, Inc.: Order Approving Disposition of Jurisdictional Facilities and Accepting for Filing Code of Conduct, as modified”, 30/Julio/1997. gas natural con (1)Houston Industries Inc, una compañiá holding exceptuada bajo PUHCA, (2) Houston Lighting and Power Company (HL&P), subsidiaria de Houston Industries y empresa de servicios eléctricos en ERCOT (Texas) Noram transporta gas entre estados, Texas, Oklahoma, Arkensas and Louissiana y lo distribuye y comercializa. Solo una participación menor de sus ventas es en ERCOT. Por su parte, HL&P es una tradicional compañía eléctrica que genera, transmite y distribuye electricidad aunque no en una public utility como Houston Industries, que tiene intereses en empresas de servicios extranjeras y activos de generación nacionales. Por medio de la fusión, NorAm se convertirá en una subsidiaria de la renombrada New Houston Industries. Noram alegó que la fusión no trae aparejado problemas anticompatetivos de concentración horizontal en capacidad de corto y largo plazo y en energía no firme. Para ello observa 2 mercados geográficos, el área de servicio de HL&P y el ERCOT y calcula que el cambio en el HHI es despreciable siendo casi cero. La conclusión de NorAm es que su fusión no tendrá efectos en el mercado de HL&P ya que no tiene activos de generación ni transmisión y sus primeras ventas en el ERCOT fueron en 1996, siendo la participación en el mercado menor al 1%. La Comisión estima que la fusión de los recursos en generación de HL&P con el mayor poder de comercialización de NorAm no acarreará mayor poder de mercado en el mercado de generación. Por su parte, en transmisión la fusión, evaluó la Comisión, no traerá efectos adversos. El problema se daría en los mercados minoristas de electricidad y gas ya que la fusión creará un único oferente de estos dos tipos de energía. De todas maneras, la Comisión alega que es improbable que los efectos de la concentración a nivel minorista, repercuta a nivel mayorista y afecte la competencia en esos mercados. Por otro lado, ninguna comisión estadual ha manifestado problemas en encarar temas relacionados con estos mercados minoristas por lo que este único oferente a nivel minorista no sería un problema. Para analizar la integración vertical se determina que el mercado relevante aguas arriba es el gas despachado y aguas abajo es la venta de electricidad mayorista y capacidad. La Comisión estimó que no existen problemas de integración vertical ya que los competidores en los mercados mayoristas de electricidad tienen significativos substitutos en el upstream para la compra del gas. 2.1.12 Wisconsin Energy Corporation, Inc. (WEC) , Eselco, Inc y Edison Sault Electric
Company y Eseg, Inc.
WEC es una utility con dos subsidiarias Wisconsin Electric Power Company (WEPCO) y Griffin Energy Marketing (Griffin). Wepco sirve 96.000 clientes en Wisconsin y en el oeste de la península de Michigan. Entre sus servicios se encuentran la venta mayorista de electricidad, el de transmisión bajo acceso abierto y contratos individuales. A su vez, Wepco transporta y distribuye gas natural. Por su parte Griffin es un comercializador autorizado sobre la base de tarifas reguladas. Eselco es una utility y Edison sirve 21.000 clientes minoristas y esta asociado con Cloverland. WEC y ESELCO proponen fusionarse. Por otro lado, Edison Sault y Eselco, ambas subsidiarias de ESELCO proponen fusionarse. Los peticionantes postulan que la fusión no 15 FERC #61.069, “Wisconsin Energy Corporation, Inc. (WEC), Eselco, Inc y Edison Sault Electric Company and Eseg, Inc.: Order Approving Disposition of Jurisdictional Facilities and Merger”, 22/abril/1998. significará un despacho conjunto de las capacidades de generación de Wepco y Edison Sault y que cada una de estas compañías tendrá separadamente sus identidades corporativas y sus territorios de aplicación. La comisión evaluó que la fusión entre Edison Sault y Eselco solo envuelve una reestructuración interna y no implica un impacto operacional y competitivo en el mercado, por lo que aprueba la transacción. Con respecto a la fusión entre WEC y ESELCO que implica un cambio de control, mediante la disposición de activos jurisdiccionales, la comisión analiza la fusión de acuerdo a la sección 203 que establece los 3 criterios de evaluación: 1) efecto en la competencia, 2) efecto en las tarifas y 3) efecto en la regulación El producto relevante para analizar el primer punto es energía de corto plazo y utilizan capacidad total y capacidad económica como medidas. Como precio de generación utilizan el sistema lambda del Michigan Power Pool. Los peticionantes identifican el mercado de destino de la fusión como aquellos clientes interconectados con algunos de sus sistemas y se determinan 6 mercados relevantes. En 5 de estos la fusión bajara el HHI y en Cloverland subirá, pero solo en las horas no pico. Sin embargo, los peticionantes arguyen entre otras razones que este aumento se da en un periodo de precios bajos ($10 por MW o menos) e ignora la posibilidad que la competencia disminuya las tarifas de transmisión. La Comisión evalúa que el análisis de los peticionantes es correcto pero objeta que la capacidad de transmisión para servir el mercado de Cloverland sea ilimitada. De todas formas, considera que la posibilidad de quitar capacidad de generación por parte de las empresas fusionadas y hacer subir el precio en Cloverland es improbable. Por otro lado, la Comisión acepta la propuesta de acceso abierto y una única tarifa de transmisión propuesta por los postulantes y rechaza el pedido de los intervinientes que reclamaban la creación de una ISO. 2.1.13 Western Resources (WR), Inc. and Kansas City Power & Light Co. (KCPL)
WR es una utility de Kansas que genera (5.300 MW), transmite, distribuye y comercializa electricidad. Cuenta con 600.000 clientes y está interconectada mediante sus 6.300 millas de líneas de transmisión con otras diez utilities. KPCL es una corporación de Missouri y cuenta con 184.000 clientes en Kansas y 256.000 en Missouri. Posee activos en generación (3633 MW) y sus líneas de transmisión están conectadas con otras 8 utilities. El producto relevante en el análisis realizado por los peticionantes fue energía no firme y capacidad de corto plazo. Para el mercado geográfico, los peticionantes proponen dos mercados, uno regional y otro de destino, aunque aclaran que es conveniente usar el primero ya que es difícil 16 FERC #61.312, “Western Resources (W.R), Inc. and Kansas City Power & Light Co.: Order Setting Merger and Tariff for Hearing”, 31/marzo/1999. realizar discriminación de precios entre los mercados de destino ya que el incremento de las tarifas de acceso de transmisión reduce esas oportunidades. El mercado regional es el área abarcada por el SPP (Southwestern power pool) y MAPP (Mid continent area power pool). Los peticionantes usan diferentes medidas para determinar la situación previa y posterior en el mercado geográfico regional: capacidad económica, marginal económica, total, nuclear y la basada en otros combustibles. Los resultados demuestran que la concentración excede las recomendaciones de las guidelines o determinan mercados moderadamente concentrados. En una segunda vuelta (refilling), los análisis de concentración realizados vuelven a mostrar índices de post merger de entre 1354 a 2938 HHI en los mercados de destino de WR y de 1.097 a 2366 HHI en los de KCPL. Los peticionantes proponen crear una ISO para proteger a los clientes mayoristas y autorizar a las TDUs a participar con la compañía fusionada en planear la expansión de los activos de transmisión de las TDUs hasta que se forme la ISO, y proveer de derechos de acceso a estas. Por otro lado, la Comisión está de acuerdo con los intervinientes sobre las falencias del análisis presentado por los aplicantes sobre los mercados geográficos y sobre las restricciones de la red de transmisión. A su vez, la Comisión objeta la alianza estratégica entre WR y Oneok, que puede expandir los intereses de la firma fusionada en el transporte de gas natural. El problema es que Oneok sirve a generadores de electricidad que se hayan en la misma área que la empresa fusionada y esto puede generar efectos anticompetitivos. La comisión consideró que los análisis de concentración mostraban que la posición dominante de la empresa fusionada superaba las indicaciones de las guidelines y propone una mayor investigación at hearing. 2.1.14 WPS Resources Corporation (WPS) and Upper Peninsulma Energy Corporation (UPE);
Wisconsin Public Service Corporation (WISPUB) and Upper Peninsula Power
Company (UPP); Upper Peninsula Power Company (UPP)
WPS y UPE en representación de sus utilities subsidiarias WISPUB y UPP solicitan su fusión. Después de la fusión WISPUB y UPP seguirán operando separadamente pero bajo el control de WPS. Los peticionantes a su vez solicitan la aprobación de una tarifa de transmisión del sistema integrado (OATT) y un código de conducta entre los integrantes de la fusión. WISPUB es una utility con 1805 MW de capacidad de generación que sirve clientes en Wisconsin y en el sur de la península de Michigan. Como parte del Mid-America Interconnected network (MAIN) está interconectada con otra utilities del WUMS, subregión del MAIN, del WUMS (Wisconsin-Upper Michigan Systems) y del MAPP (Mid-Continent Area Power Pool). Por su parte, WPS posee dos comercializadores mayoristas, ESI y PDI. 17 FERC #61.196, “WPS Resources Corporation (WPS) and Upper Peninsulma Energy Corporation (UPE);Wisconsin Public Service Corporation (WISPUB) and Upper Peninsula Power Company (UPP); Upper Peninsula Power Company (UPP): Order Approving Merger, Accepting for Filing Open Access Transmission Tariff and Coordination Agreement, Terminating Waiver, revising Codes of Conduct, and Establishing Hearing Procedures for Transmission and Ancillary Services Rates”, 27/mayo/1998. UPP posee 103 MW de capacidad de generación pero depende de la compra de energía para satisfacer la demanda en horas pico de sus clientes minoristas y mayoristas del lado occidental de la península de Michigan. UPP esta principalmente conectada a WEPCO (Wisconsin Electric Power Company) y es parte del MAIN. El producto relevante para el análisis de la concentración horizontal realizado por los peticionantes fue energía no firme de corto plazo. A su vez, identifican 8 mercados de destino de las compañías fusionadas. Para cada uno de estos mercados analizan 12 periodos de tiempo durante el año y 3 medidas de capacidad, para un total de 36 casos. A su vez, los peticionantes usan datos del sistema lambda como precio de la energía de los mercados de destino. Los índices HHI muestran un incremento en el análisis post merger menor a 50 puntos, que son el límite impuesto por las guidelines y evalúan que la fusión no aparejará restricciones en las líneas de transmisión, ni problemas relacionados con la integración vertical, ni entre la venta minorista de los substitutos, como el gas y electricidad ya que no hay interposición de territorios entre WISPUB, distribución de gas natural, y UPP en la venta minorista de electricidad. La Comisión evalúo que la concentración en generación no presenta efectos anticompetitivos y que mediante el acceso abierto de los sistemas de transmisión la fusión no acarrea problemas de restricciones a la competencia. Sin embargo, acepta la queja de WPPI en la que se demuestra que WISPUB reservaba capacidad para la comercialización de su energía y obliga a WISPUB a liberar capacidad. A su vez, esta de acuerdo con los peticionantes sobre la no-problemática de la integración vertical y la comercialización de la electricidad por lo que se acepta la fusión. Se puede destacar que los peticionantes se comprometen a contabilizar los costos de la fusión particularmente y se comprometen a no buscar la recuperación de estos costos mediante sus actividades de generación y transmisión. 2.1.15 Consolidated Edison Company of New York (CONED), Inc. and Orange and Rockland
Utilities (O&R)
CONED es plenamente subsidiaria de Connsolidated Edison, empresa que se fusiona con O&R. Los peticionantes solicitan la disposición de activos jurisdiccionales. CONED oferta servicios eléctricos y de gas en la mayor parte de la ciudad de New York. La Comisión de Nueva York ya aprobó el plan de desinversión en generación propuesto CONED y O&R. O&R también ofrece servicios de electricidad y gas en Nueva York. A su vez, posee utilities subsidiarias en Rockland (RECO), New Jersey y Pennsylvania. La Comisión de Nueva York también aprobó su plan de desinversiones en generación. El producto relevante para el análisis de la fusión es capacidad de corto plazo y capacidad vendida en el New York Power Pool (NYPP). Los mercados geográficos relevantes definidos son dos: el “In-City” market y el “East of Total East” market. 18 FERC #61.064, “Consolidated Edison Company of New York (CONED), Inc. and Orange and Rockland Utilities (O&R): Order Approving Merger”, 27/enero/1999. En el “East of Total East” market, el análisis, tomando capacidad económica y asumiendo que no hay desinversión de las empresas, arroja una concentración después de la fusión entre moderada y alta con incrementos mayores a los indicados por las guidelines. La desinversión de solo CONED arrojaría una concentración moderada después de la fusión con variaciones que exceden los paramentos indicados. La desinversión de solo O&R arroja una concentración moderada después de la fusión pero las variaciones están dentro del rango contemplado por las guidelines. Al mismo resultado se llegó analizando la desinversión en ambas compañías. En el In-City market, usando capacidad económica y económica disponible y asumiendo que no hay desinversión de las empresas se llega a una concentración después de la fusión entre moderada y alta pero con variaciones que exceden las indicaciones de las guidelines. Por su parte, tanto con la desinversión de alguna de las dos compañías como de las dos juntas, arrojan una variación en la concentración que se encuadra dentro de las indicaciones de las guidelines. Los peticionantes ante este análisis proponen medidas de mitigación hasta tanto O&R efectivice el plan de desinversión entre las que se destaca la disponibilidad de recursos en generación. La Comisión aprueba la fusión sujeta a que las medidas de mitigación se pongan en practica ante de la desinversión de O&R. Con respecto a los problemas de la integración vertical entre la distribución de gas y la generación de electricidad, la Comisión concuerda con los peticionantes, sobre la no obstaculización a la competencia, sujeto al compromiso del plan de desinversión. 2.1.16 Sierra Pacific Power (SPP) Company and Nevada Power Company (Nevada)
Ambas compañías solicitan la fusión de Sierra Power Resources (SPR), la compañía holding de SPP, y Nevada. A su vez, los peticionantes proponen una tarifa de acceso abierto de transmisión (OATT) en conjunto con la fusión propuesta. SPR posee activos en generación (con una capacidad en verano de 1052 MW), transmisión y distribución que sirven a 287.000 usuarios. Por su parte, Nevada es una utility que funciona en los veranos y que posee 2190 MW de generación pero depende fuertemente de la compra de energía. Los peticionantes declaran que sus sistemas no están interconectados y que no compiten en las ventas de energía entre ellos. Para eliminar cualquier impacto negativo en las tarifas, los solicitantes proponen un congelamiento de estas por 3 años y un periodo “open season” para que sus clientes cambien, si así lo desearan, a otro proveedor. A su vez, proponen la conformación de una ISO en los próximos 3 años y la puesta en marcha de una OATT. El análisis de concentración en generación de los peticionantes muestra que la variación pre-post fusión no implica problemas de anticompetitividad, aunque los denunciantes, como Valley argumentan que el mercado de generación del mercado de destino de Nevada es altamente concentrado. La intervención de la comisión de Nevada mediante la petición del atraso de la fusión se originaba en que esta podía significar una interferencia a sus potestades y objetivos. Sin embargo, 19 FERC #61.077, “Sierra Pacific Power Company and Nevada Power Company: Order Approving Merger and Conditionally for Filing Proposed Joint Open Access Transmission Tariff”, 16/abril/1999. la comisión (FERC) decide la aprobación de la fusión sujeto a la desinversión de capacidad de generación de las empresas a fusionarse como se habían comprometido éstas con la comisión de Nevada. Con respecto a las tarifas, la comisión aprueba el plan presentado por las empresas peticionantes de congelamiento de las tarifas y un periodo de “open season” para el cambio de proveedor. 2.1.17 BEC Energy and Commonwealth Energy System
BEC es una utility que posee el control sobre Boston Edison, que vende electricidad a nivel mayorista y minorista y transmite electricidad bajo OATT. Los activos de generación que esta empresa tiene están en proceso de desinversión. Las otras empresas subsidiarias no tienen activos de generación. Por su parte, Commonwealth Energy es una utility que a través suyo y de sus representantes compra, transmite y distribuye electricidad en Massachusetts. A su vez, vende electricidad a otras utilities y recientemente ha vendido sus activos de generación. Por otro lado, esta compañía distribuye gas natural al este de Massachusetts. Ambas compañías proponen fusionarse en una nueva empresa, NSTAR. Las compañías subsidiarias seguirán funcionando separadamente. El análisis de concentración realizado por los peticionantes identifica a la energía no firme, capacidad de corto plazo y de largo plazo como los productos relevantes. Los peticionantes argumentan que debido a las desinversión en generación realizada previamente por las compañías, la fusión no trae efectos anticompetitivos. Los consumidores afectados por la fusión son los del NEPOOL. Los análisis de concentración, utilizando capacidad económica y capacidad instalada en verano, muestra HHI entre 1000 y 1800 (moderadamente concentrada) y variaciones pre y post fusión menores a las indicadas como máximas por las guidelines. Con respecto a los problemas de integración vertical, los peticionantes especifican que la fusión no traerá problemas aparejados con mayor poder de mercado dado que no pueden interferir en la competencia en el mercado mayorista de electricidad ya que no pueden crear barreras a la entrada. Para justificar esto, aclaran que no controlan el acceso a sitios de generación, cuencas de gas natural, o gasoductos. La Comisión aprobó la fusión de acuerdo con los argumentos de los peticionantes. 2.1.18 Central Illinois Light Company (CILCO) and The AES Corporation
Ambas compañías solicitan la fusión de CILCORP, compañía madre de CILCO, y Midwest Energy, una plena subsidiaria de AES. La compañía sobreviviente será CILCORP que luego se fusionara en AES. CILCO es una utility que provee a 193.000 clientes en el este y centro de Illinois. La capacidad de generación en 1998 era de 1152 MW. Por su parte, AES es una multinacional con 20 FERC #61.002, “BEC Energy and Commonwealth Energy System: Order Approving Disposition of Jurisdictional Facilities”, 1/Julio/1999. 21 FERC #61.293, “Central Illinois Light Company (CILCO) and The AES Corporation, Order Approving activos en generación y distribución en 16 países. El portafolio de generación de AES en el mundo era a esa fecha de 23.656 MW y un 80% estaba fuera de Estados Unidos. Los peticionantes en su análisis de la concentración horizontal, comentan que no es necesario un “screen analysis” ya que AES y CILCO no venden el mismo producto en el mismo mercado geográfico. Con respecto a los efectos verticales, los peticionantes declaran que poseen no más del mínimo (de minimis) sobre los insumos de generación. Para justificar el diagnostico de que el “screen analysis” es innecesario, los peticionantes analizan capacidad instalada en el mercado centrado en CILCO e información sobre transacciones históricas. Para el primer análisis evalúan capacidad instalada por ellos y por todas aquellas utilities interconectadas con CILCO. El análisis determina que para los años 1999 a 2001, la combinación de los activos de generación de AES y CILCO no producirá incrementos en la participación de mercado. En el análisis de la información histórica, ésta demuestra que AES y CILCO no han vendido energía a los mismos clientes entre 1996 y 1997. Este análisis resultó razonable para la comisión que acepta la fusión. 2.1.19 El Paso Energy Corporation and Sonat Inc.
Las dos compañías solicitan la disposición de activos jurisdiccionales con el fin de que El Paso Energy es un holding energético cuyas subsidiarias almacenan, transportan, distribuyen y comercializan gas natural, como también generan y comercializan energía eléctrica. Por su parte, Sonat es también un holding energético entre cuyas operaciones se destacan el almacenamiento, exploración y transporte de gas natural, generación de electricidad y la comercialización de gas natural y energía eléctrica. Los análisis hechos por los peticionantes tratan por un lado los efectos de la concentración de los activos de generación en aquellos mercados que las compañías tienen intereses en común, y por el otro, un análisis de la integración vertical entre el transporte de gas y la generación de electricidad. Para el análisis de la concentración horizontal, los peticionantes identifican electricidad y capacidad de corto plazo como los productos relevantes e identifican tres mercados geográficos relevantes, Florida, Florida y Southern Company y el este de Estados Unidos. Los peticionantes muestran que la capacidad conjunta instalada en el mercado más pequeño, Florida, representa un 2% del total de capacidad instalada e incrementaría la concentración en menos de dos puntos usando en HHI. Por otro lado, los efectos de la fusión en los mercados geográficos más grandes son menores. Con respecto a la evaluación de problemas concernientes a la integración vertical, analizan en primer lugar el mercado aguas arriba e identifican al gas despachado como el producto relevante y analizan los derechos de capacidad de transporte (FTCRs) para evaluar los efectos de la fusión en cuatro mercados. Los índices de concentración en ambos mercados demuestran que la 22 FERC #61.302, “El Paso Energy Corporation and Sonat Inc.: Order Approving Disposition of Jurisdictional concentración es baja y sólo en uno moderada. En segundo lugar, analizan el mercado aguas abajo e identifican a la energía como el producto relevante y analizan la capacidad instalada para evaluar los efectos de la fusión en siete áreas geográficas. Los peticionantes explican que su participación en los mercados está basada en que el análisis incluye la electricidad generada por los gasoductos servidos por ambas compañías. En los mercados analizados, los peticionantes determinan que se producirían índices correspondientes a una alta concentración. Al evaluar estos resultados, los peticionantes apuntan que solo una pequeña fracción de generación podría resultar beneficiada de un ejercicio de poder de mercado vertical. Por otro lado, los peticionantes exclaman que la fusión no producirá barreras a la entrada motivada por la integración vertical. La Comisión concuerda con el análisis de la concentración horizontal de los peticionantes y admite que debido a la baja capacidad instalada en el mercado aguas abajo por las compañías a fusionarse, la operación no trae aparejado problemas anticompetitivos a causa de la integración vertical. Por lo tanto, la fusión se acepta. 2.1.20 Dominion Resources, Inc. (Dominion) and Consolidated natural Gas Company
(CNG)
Los peticionantes solicitan la disposición de activos jurisdiccionales y se comprometen a mitigar cualquier efecto anticompetitivos que la fusión de CNG en Dominion pueda aparejar. Dominion es una utility que posee varias compañías con negocios en el sector energético, su principal subsidiaria es Vepco que vende electricidad a nivel mayorista y minorista y transporta electricidad bajo tarifa de acceso abierto. Otras compañías de Dominion se dedican a la producción de gas natural y generación de electricidad. Por su parte, CNG es un holding energético que transmite electricidad, como también produce, transporta y distribuye gas natural. A su vez, esta empresa también comercializa electricidad. Los peticionantes alegan que la fusión no traerá aparejados problemas concernientes a la concentración horizontal ya que CNG no posee activos de generación. Con respecto a la integración vertical de los gasoductos de CNG con los activos de generación de Dominion, los peticionantes determinan que la energía es el producto relevante y definen 9 mercados relevantes geográficos. En el análisis, si bien se determinan áreas de alta concentración post-fusión, los peticionantes proponen desinvertir sus activos. En el mercado aguas arriba, los peticionantes consideran al gas despachado como el producto relevante y los mismos mercados geográficos que en el mercado aguas abajo. Los peticionantes determinan que la fusión, a pesar de los altos índices de concentración, no incrementa la concentración y dado que todos los estados servidos por CNG también están servidos por otros gasoductos, no es necesario un mayor análisis del mercado aguas arriba, ya que casi todos los generadores tienen otras alternativas ante un posible incremento de los costos de CNG. La Comisión evaluó que la fusión afectaría la competencia aguas abajo y que también se suscitarían incrementos en los costos de generación a gas. En segundo lugar, se evaluó que 23 FERC #61.162, “Dominion Resources, Inc. (Dominion) and Consolidated natural Gas Company: Order Conditionally Approving Disposition of Jurisdictional Facilities”, 10/noviembre/1999. especialmente en los mercados servidos por Vepco, donde esta compañía tiene una muy importante cuota de mercado de capacidad instalada, la compañía puede incrementar los precios de generación y afectar a los consumidores. En tercer lugar, la Comisión evaluó que la compañía fusionada podría afectar el costo de los rivales en el mercado aguas abajo y arriba y detener la entrada al mercado de compañías no afiliadas de generación. Basado en los puntos precedentes, la Comisión les concedió a los peticionantes la posibilidad de rehacer el análisis, si estos consideran que uno realizado de forma más precisa puede conducir a aprobar la fusión. Alternativamente, los peticionantes deberán aceptar como una condición para la fusión la aplicación de los requerimientos de Standards of Conducts que implicara un “open season” y un “open tap” para aliviar los problemas concernientes a la competitividad. 3 UNIÓN EUROPEA
Consideraciones generales
La regulación de la Unión Europea en materia de concentración le permite a la Comisión Europea regular todas las concentraciones (fusiones y adquisiciones) de dimensión comunitaria. La "dimensión comunitaria” se define en términos de umbrales referidos a la facturación mundial y comunitaria de las firmas involucradas.
Sin embargo, se excluyen de su consideración las concentraciones que involucren a partes para las cuales, más de dos tercios de su facturación se lleva a cabo en el mismo estado. En su evaluación, la Comisión toma en cuenta la necesidad de preservar y desarrollar la competencia efectiva dentro del mercado común en vista, entre otras cosas, de la estructura de los mercados involucrados, y de la competencia real o potencial de emprendimientos localizados dentro o fuera de la comunidad. Adicionalmente, se considera la posición en el mercado de las firmas involucradas, y su poder económico y financiero, las oportunidades disponibles para proveedores y usuarios, el acceso a insumos y mercados, las barreras –legales o no- a la entrada, las tendencias en la oferta y la demanda, los intereses de los consumidores, el desarrollo del progreso técnico y económico que aporta la concentración siempre y cuando culmine en beneficio de los consumidores y no conforme un obstáculo a la competencia. Las partes involucradas deben notificar a la Comisión del proceso de concentración dentro de la semana del anuncio de la oferta para llevar a cabo el take-over, de la adquisición o de la conclusión del acuerdo de concentración, el que ocurra primero. La Comisión debe decidir dentro del mes de la notificación, luego, si la concentración cabe ser considerada; de ser considerada, si es compatible o incompatible con el mercado común. Si la comisión no llegara a actuar dentro del mes desde la notificación, la concentración se considerará compatible con el mercado común. El análisis del efecto del proceso de concentración requiere una definición del mercado de producto y geográfico, a fin de evaluar si la concentración generará un grado de poder de mercado indeseable. Para ello “se deberá definir la lista de productos que, a los ojos de los consumidores, actúan como sustitutos razonables de los productos de las firmas en proceso de concentración . 24 El artículo 1 de la Regulación del Consejo (EEC) Nro. 4064/89, del 30 de noviembre de 1989 25 Overbury, C: “First experiences of European merger control” , European Law Review Competition Law Para llegar entonces a una conclusión referida al mercado de producto relevante, un número de factores debe ser considerado: diferencias o similitudes físicas entre grupos de productos potencialmente competitivos, la respuesta previa de los consumidores ante el aumento de precios de dichos bienes, las percepciones de consumidores y productores (.). Una vez que el mercado (de producto, geográfico) se define, la Comisión determina sobre la base de un conjunto de indicadores como la cuota de mercado, el tamaño y relevancia de los competidores remanentes, las barreras de entrada, si la compañía resultante obtendrá un poder de mercado tal que será inmune a los incentivos para alcanzar la eficiencia económica. En síntesis, se afirma entonces que el análisis requerido por la Regulación europea se divide en dos etapas: la evaluación de la sustituibilidad y la habilidad para elevar los precios o restringir la elección. Casos de interés de dimensión comunitaria En el sector eléctrico, se destacan dos casos en los que se han producido respectivos procesos de concentración en el sector de generación eléctrica, con dimensión comunitaria. De esta jurisprudencia surge que al momento de evaluar un tema antitrust en el sector eléctrico, cada una de las actividades en las que la industria eléctrica puede subdividirse (generación, transmisión, distribución y oferta final) constituye un diferente mercado relevante de producto, en tanto cada una de ellas requiere diferentes activos y recursos, y sus estructuras industriales y de competencia difieren. 3.1.1 TXU Europe y EDF-London Investments
El Grupo TXU Europe plc (TXU Europe) es una subsidiaria de entera propiedad de TXU Company (TXU), una compañía estadounidense de energía. Entre las principales actividades de TXU Europe opera principalmente en el Reino Unido, donde a través de una subsidiaria, genera electricidad y tiene intereses en 10 estaciones de generación en Inglaterra. La firma Eastern Electricity plc (Eastern), subsidiaria de TXU Europe, es una de las 12 Oferentes Públicas de Electricidad (PES) operando en Inglaterra y Gales. Las principales actividades de esta última se centran en la distribución de electricidad en su área de distribución y la comercialización de electricidad en Inglaterra y Gales. EDF London Investments (EDFLI) distribuye electricidad en Londres, ofrece electricidad a través de una subsidiaria (LE, una de las doce PES) en Inglaterra y Gales, es propietaria de un negocio de oferta eléctrica adquirido de South Western Electricity plc, otra de las 12 PES operando en Inglaterra y Gales. Además EDFLI posee intereses en generación en el Reino Unido, entre otros. EDFLI es controlada por Electricité de France (EDF), cuya actividad principal es la generación, transmisión, distribución y oferta de electricidad en Francia. EDF opera en Italia, Portugal, Suecia y España, y provee de electricidad al Reino Unido. Se crea un joint venture para proveer a las firmas involucradas el management y servicios de operación de los activos de red. Para ello, TXU Europe y EDFLI transfieren al joint venture 26 Esta sección está basada en N. Balzarotti, O. Chisari y C. Romero (2000). 27 Caso N° COMP/JV.36 –TXU Europe / EDF-London Investments, 2000. activos de su propiedad a fin de mantener, gerenciar y operar sus propias redes de distribución . Entre otros puntos, la Comisión debe tomar en cuenta en particular si la coordinación de las conductas podrá ser una consecuencia directa de la creación del joint venture, y si permitirá a las firmas involucradas la posibilidad de eliminar la competencia en todo o en una parte sustancial del mercado del producto. En este caso, las firmas que dan origen al joint venture no retienen ninguna actividad del joint venture. Sin embargo se considera que en generación y trading (entre otros) existirá solapamiento y por ende, un problema competitivo En materia de generación tanto EDF como TXU están presentes en Inglaterra y Gales, el mercado geográfico más estrecho posible a considerar. La producción de Eastern alcanza el 8%, mientras que LE tiene intereses, pero no controla, dos pequeñas estaciones generadoras. La participación de EDF, 4%, proviene de la interconexión entre Francia e Inglaterra, utilizada actualmente en toda su capacidad. En resumen, la producción combinada de las firmas involucradas no excederá el 13%. Teniendo en cuenta esta participación, y la presencia de competidores más grandes, es muy poco probable que las firmas que crean el joint venture sean exitosas en caso de intentar coordinar sus conductas en el mercado de generación. Es interesante ver que también consideran la provisión y comercialización de electricidad. En la franja de clientes de más de 100 kW, Eastern proveyó electricidad en 1998/99 a alrededor del 16% de los grandes usuarios, en tanto LE satisfizo al 4%. La provisión a grandes usuarios está totalmente abierta a la competencia desde 1990 para clientes con una demanda máxima superior a 1 MW y desde 1994 para clientes con una demanda máxima sobre los 100 kW. In 1997/98, 64% de los clientes con más de 1 MW en Inglaterra y Gales fueron provistos por una compañía diferente a su PES local. En tanto la evidencia muestra que los clientes más grandes son muy cautelosos en esta materia, cualquier intento de coordinación para elevar precios por sobre el precio competitivo, muy probablemente no tendrá éxito pues el usuario podrá cambiar, rápidamente, de proveedor. Por otro lado, la entrada de nuevos proveedores es posible. En consecuencia de estas consideraciones, la Comisión Europea juzgó compatible la creación del joint venture, con el mercado común. 3.1.2 Preussen Elektra y EZH
En este caso se notifica a la Comisión de que PreussenElektra AG, que pertenece a VEBA AG, adquiriría el control de la totalidad de Dutch regional electricity provider N.V. Electriciteitsbedrijf Zuid-Holland (EZH). Preusen Elektra se dedica a la construcción y gerenciamiento de infraestructura en los mercados de electricidad, gas, calefacción y agua, tanto en generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en Alemania (en seis Länder alemanes). EZH es una de cuatro compañías generadoras de Países Bajos, siendo la generación su única actividad. Los actuales accionistas de EZH son entidades públicas de nivel provincial y municipal. La operación 28 El artículo 2(4) de la Regulación sobre concentraciones de la Unión Europea, establece que un joint venture "que tenga como objetivo o efecto la coordinación de la conducta competitiva de firmas que se mantienen independientes" debe ser considerado de acuerdo a los artículos 81(1) y 81(3) del Acuerdo de Roma (referidos a que la coordinación de la conducta competitiva de las firmas que dan origen al joint venture) 29 Caso N° COMP/M.1659 – Preussen Elektra / EZH, 1999. notificada implicaría la adquisición de todas las acciones de EZH, con lo cual se obtendría su control total. Las partes alegan que el mercado de la generación eléctrica incluye a toda la comunidad, luego del proceso de liberalización del sector que ha tenido lugar en esa región. Argumentan, en consecuencia, que el mercado geográfico relevante para analizar el caso es más amplio que los meros mercados nacionales, y se basan, fundamentalmente, en que existen importaciones de electricidad. No obstante, la Comisión destaca que las importaciones en Países Bajos alcanzan a sólo el 14% de la demanda total de ese país, y la tasa de crecimiento de esas importaciones ha sido relativamente baja. Estos datos van en contra de las argumentaciones de las partes. Las regulaciones holandesas sobre despacho también contribuyen a la selección del nacional como el mercado relevante. De todas formas, debido a las dudas que presenta la determinación del mercado relevante, se decide no definirlo y considerar los efectos sobre la competencia en todos los mercados posibles. EZH es la más pequeña de las cuatro generadoras holandesas cuyo despacho está definido por SEP que es propiedad de las cuatro generadoras aludidas. La energía despachada se distribuye con una tarifa nacional. Desde el año 2001, ya SEP no funcionará como un intermediario entre compradores y vendedores, según está dispuesto en el Acta Eléctrica. Los generadores, en consecuencia, proveerán a compañías distribuidoras, que transmitirán y venderán electricidad al consumidor final. La oferta total de electricidad en Países Bajos, incluyendo las importaciones netas, alcanzaron los 99.3 TWh en 1998. La participación combinada de las partes en el mercado rondaría entre el 5/15% (las participaciones individuales no se dan a conocer por motivos de confidencialidad). Estos niveles de participación no dan lugar a dudas sobre sus escasos efectos sobre la competencia. En consecuencia, la Comisión declaró la concentración como compatible con el mercado común. Casos en el mercado eléctrico del Reino Unido 3.1.3 National Power PLC (NP) y Southern Electric PLC (SE)
Se notifica la concentración entre (NP) y (SE), que según los estándares británicos califica La capacidad en generación de la industria eléctrica de Inglaterra y Gales se aproximaba por entonces a los 60 GW. La provisión podía subdividirse en dos partes, cada una con aproximadamente el 50% de las ventas totales por volumen: el suministro a clientes con requerimientos superiores a los 100 kW, en un mercado competitivo, y el suministro a clientes con requerimientos menores a 100 kW. El último mercado estaba provisto por Compañías de Electricidad Regionales (RECs), cada una de ellas con un monopolio local. Este mercado se convertiría en competitivo en 1998. NP es la compañía de generación más grande en Inglaterra y Gales con una porción del mercado de 33%, medido por producción. También es el segundo proveedor más grande en comercialización, con una 14% (medido por volumen). SE es una de los 12 RECs por lo que, como los once restantes, es el único distribuidor de electricidad dentro de su área autorizada. 30 Contemplados por la autoridad antitrust británica, actualmente la “Competition Commission” Además de su monopolio de suministro para los consumidores de menos de 100 kW en su región, tiene un 7% del mercado de suministro competitivo dentro del mercado conjunto de Inglaterra y Gales. SE también tiene intereses en generación, como accionista minoritario en tres productores de energía independientes (IPPs), con una capacidad total de 1.9 GW. Con pocas excepciones, todos los generadores venden su electricidad dentro de un pool eléctrico. Los distribuidores compran de este pool. Los generadores dan a conocer al pool la disponibilidad de sus plantas, y los precios a los que están dispuestos a generar. Cada media hora, se determina un nuevo precio en el pool, que se define a partir del precio requerido por el generador más caro, y de la demanda estimada. A esto se agrega una remuneración por la capacidad. Todos los generadores despachados reciben este precio. En tanto los precios del pool son volátiles, los generadores y proveedores firman Contratos por Diferencias (CfDs). Estos contratos típicamente involucran un precio convenido para una cantidad especificada de electricidad y un periodo de tiempo determinado; esto implica un posterior pago entre generador y proveedor a fin de cubrir las diferencias entre el precio del pool y los precios contratados. El mercado de generación se había venido desconcentrando los años previos a este caso. En el momento de la reorganización de la industria de la electricidad, en 1990, los dos generadores más grandes, NP y PowerGen (PG), tenían entre ambos 73% de las ventas en el mercado. Esa cifra, para la época del caso considerado, se había reducido hasta el 57%. La desconcentración fue básicamente resultado de los nuevos IPPs (por entonces 10% del mercado) y un aumento en la producción de generación nuclear. Adicionalmente, NP y PG concordaron con el regulador, vender 4 GW y 2 GW de capacidad de sus plantas respectivamente, mientras se esperaba la incorporación de alrededor de 2.8 GW de nueva capacidad a ser incorporada por los IPPs en 1996. Estos desarrollos contribuirían a reducir la cuota de mercado de NP hasta llegar a alrededor del 21%, y por ende la porción del mercado combinada de NP y PG hasta alrededor del 38% durante los años siguientes. La generación se puede dividir en “generación de base”, (definida en el caso como de funcionamiento continuo), y “generación de pico”, que involucra plantas que entran y salen de funcionamiento para satisfacer las variaciones de la demanda. Estas últimas son las que definen los precios del pool en la mayor parte de las oportunidades. Durante 1995/96 NP representó el 57% de la producción “de pico”. Con esta cuota de mercado ostentada por NP, esta firma habría determinado históricamente el precio del pool en una gran parte del tiempo (aproximadamente 50% en 1995/96 según datos oficiales). Como resultado de la nueva entrada, y por el aumento en capacidad para generación de base (superando en algunos casos las necesidades de la demanda), se esperaba por entonces que la participación del mercado de NP en generación de pico, cayese hasta entre el 31% y 35% hacia el 2000/01. De este modo, en ausencia de concentración, NP vería dificultado en el futuro su capacidad de afectar los precios del pool por un período sostenido. (ya sea incrementándolos o haciéndolos más volátiles) La autoridad antitrust británica (MMC) sostuvo, en consecuencia, que la adquisición por parte de NP, de una IPP tendría como resultado la obtención de información y una fuerte influencia sobre el funcionamiento y desarrollo futuro de las IPPs, afectando la competencia y en consecuencia, permitiendo el aumento de precios. Esta información provendría, por ejemplo, de los acuerdos de compra de energía entre las mismas IPPs. Se argumentó ante la autoridad antitrust británica que, por otro lado, la concentración reduciría el tamaño del mercado de CfD, dificultando la entrada de generadores y proveedores independientes al mercado. La MMC admitió que un CfD pequeño contribuiría a inhibir la entrada; sin embargo, se contrapuso a esto su estimación de que el mercado crecería en 1998, aun cuando procediera la concentración, y que seguiría siendo útil la contratación entre las partes y terceros. De esta forma se reconocía el probable efecto de la concentración sobre el tamaño del mercado de estos contratos, pero se minimizaba los posibles efectos adversos sobre el interés público. La concentración reduciría de 16 a 15 el número de participantes suministrando a usuarios de más de 100 kW. Dos argumentos se enfrentaron al momento de decidir en esta materia: Uno se refería a la reducción de la competencia cuando desapareciera SE como competidor. El otro se refería al loable aumento de la competencia cuando un competidor se tornara en más agresivo. La MMC decidió que este mercado, competitivo, no estaría afectado por la desaparición de SE como un competidor. La autoridad antitrust descartó, asimismo, el argumento de que la integración vertical a la que se daría lugar con la fusión permitiría cobrar, a través de una compañía integrada, mayores precios a sus clientes. Tampoco admitieron que la integración del negocio de la generación de NP con el negocio de la distribución de SE tuviera efectos adversos. La adquisición por cierto, haría más difícil para el Director General del Suministro de Electricidad (DGES) supervisar y aplicar las condiciones de la licencia, tales como las prohibiciones de subsidios cruzados y referidas a discriminación, entre otros. Adicionalmente, podría tener efectos positivos en materia de capacidad para competir en mercados internacionales, dada una firma con mayor tamaño y mayores oportunidades para adquirir experiencia. No obstante, se contempló que los factores adversos más que compensaban los beneficiosos, y se la objetó. 3.1.4 DGES, AES y British Energy
El Director general de la oferta de electricidad (DGES) determinó a fines de 1999 que la licencia de los principales generadores de Gran Bretaña debía ser modificada con el fin de incluir una condición que prohíba aquellas conductas que implicaran un abuso substancial de posición de mercado. Seis de los principales grupos con activos en generación acordaron la inclusión de esta condición, MALC (Market Abuse License Condition). Sin embargo, AES y British Energy se opusieron. Ante esta situación, el DGES remitió el conflicto a la Competition Commission y el problema enfrentado por esta institución ha sido determinar si la continuación de la licencia sin modificaciones para ambos operadores perjudicaba al interés público. Fueron destinatarios del MALC aquellos generadores con una participación de un mínimo del 5% en la producción y en el establecimiento de los precios en el pool. El MALC define como poder de mercado sustancial a la habilidad de incrementar sustancialmente, independientemente de cualquier cambio en la demanda o en los costos, el precio de la electricidad en el mercado

Source: http://www.uade.edu.ar/DocsDownload/Publicaciones/4_226_1587_STD035b_2002.pdf