Consideraciones sobre la reforma del mercado eléctrico de la UE
Es esencial analizar con detenimiento los impactos de la propuesta y escuchar a los involucrados
Después de la presentación de la propuesta de reforma del mercado eléctrico de la UE por la Comisión Europea el pasado mes de marzo, tanto el Parlamento Europeo como el Consejo han mantenido diversas reuniones de alto nivel para ir avanzando en sus respectivas posturas, que serán la base de las negociaciones a tres (los llamados trílogos) que se...
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Después de la presentación de la propuesta de reforma del mercado eléctrico de la UE por la Comisión Europea el pasado mes de marzo, tanto el Parlamento Europeo como el Consejo han mantenido diversas reuniones de alto nivel para ir avanzando en sus respectivas posturas, que serán la base de las negociaciones a tres (los llamados trílogos) que se esperan para después de verano.
Con respecto al Parlamento, el pasado 6 de julio se anunciaba el acuerdo entre los ponentes de los principales grupos que se votaría el 19 de julio en el Comité de Industria, Investigación y Energía (ITRE).
Muy resumidamente, entre los principales acuerdos adoptados, destacan los siguientes: exigencia a los Estados miembros de que prohíban la desconexión de clientes vulnerables o en riesgo de pobreza energética compensando a los comercializadores por las pérdidas asociadas; introducción de criterios más precisos para declarar una crisis de precios (en particular, incorpora que el precio spot debe ser superior al umbral de 180 €/MWh y con previsión de mantenerse durante al menos 6 meses); no introducción de un límite a los ingresos de las tecnologías inframarginales, requiriendo a la Comisión a evaluar antes de junio de 2024 diferentes opciones para establecer un mecanismo de “válvula de alivio temporal” y que presente una propuesta legislativa.
Otro acuerdo destacable ha sido que los esquemas de apoyo directo a los precios para nuevas inversiones en generación eléctrica sean en forma de contratos por diferencias bidireccionales o bien esquemas equivalentes. Además, se elimina el carácter de último recurso de los mecanismos de capacidad para que éstos sean un elemento estructural del diseño del mercado eléctrico y se incluye el mandato a la Comisión de presentar un informe valorando las posibilidades de simplificar y facilitar su proceso de aplicación, asegurando que los problemas de adecuación puedan ser abordados de manera apropiada por los Estados Miembros. También, se introduce un sistema europeo de subastas de energía renovable para cubrir el objetivo de un 2,5% adicional al 42,5% vinculante, en caso de que las contribuciones de los Estados miembros no alcancen a cubrir el objetivo del 45% de renovables a 2030.
Por último, se exige a los reguladores que promuevan la utilización de inversiones anticipadas en redes, con el fin de permitir el despliegue acelerado de la generación renovable y la demanda eléctrica inteligente, como vehículos eléctricos y bombas de calor; el gran talón de Aquiles de la descarbonización.
Por su parte, en el seno del Consejo se observa una fuerte división de opiniones, por lo que es previsible que las negociaciones se retomen en septiembre.
Quizás pueda hacerse una valoración de la reforma del mercado eléctrico de la UE en positivo pero, de cara a las negociaciones, existen diversas cuestiones relevantes que la propuesta no contempla o menciona sin detalles y que deben ser consideradas. En particular, se considera, en primer lugar, que debe preservarse la no retroactividad y los principios esenciales para mantener la seguridad jurídica y confianza legítima de los inversores, necesarios para atraer el importante volumen de inversión exigido para la transición energética.
Además, se debería evitar la segmentación de mercados, velando por medidas homogéneas que no pongan en peligro el mercado interior en la UE. A este respecto, la Comisión Europea, en su informe sobre la aplicación de medidas de intervención de emergencia y en relación con el límite a los beneficios de las centrales inframarginales, ha señalado que las diferencias en su aplicación han creado una incertidumbre regulatoria significativa que, a su vez, plantea riesgos para el desarrollo de nuevas inversiones.
Debería promoverse el desarrollo de los mercados de capacidad, con el fin de que éstos aseguren no sólo la firmeza y seguridad de suministro del sistema eléctrico sino también su flexibilidad. En este sentido, se recomienda que los mecanismos de capacidad se configuren como un elemento más del diseño del mercado, y que por tanto no tengan carácter temporal.
En el caso de España, independientemente del acuerdo que se alcance, se debería aprobar cuanto antes nuestro propio mecanismo, con el fin de evitar problemas de seguridad de suministro como los identificados para 2025 por los transportistas europeos.
Y, por último, consolidar la importancia de las redes de transporte y distribución para hacer frente a los importantes retos a los que se enfrentan los sistemas eléctricos: mayor descentralización y democratización, mayor descarbonización y digitalización. De este modo, la planificación de las redes deberá anticipar las necesidades de los sistemas energéticos para no obstaculizar los procesos de electrificación y descarbonización industrial y, además, la metodología de retribución deberá ser lo suficientemente clara y concisa para que los gestores de redes puedan conocer de antemano las inversiones que serán retribuidas por el sistema.
En definitiva, los próximos meses van a ser muy relevantes de cara al logro de un consenso que permita que el mercado eléctrico de la UE supere con éxito los grandes retos a los que se enfrenta en un escenario más sostenible, digitalizado y tecnológico.
Por ello, es esencial analizar con detenimiento los impactos de todas las propuestas y escuchar a todos los agentes involucrados.
Antonio Hernández y Pablo Dorronsoro son socios de EY Consulting/ EY Abogados
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