El Consejo de Cámaras Oficiales de Comercio de Castilla-La Mancha ha trasladado su “preocupación” ante la circular elaborada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y presentada ante el Consejo de Estado, sobre la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica.

Según han apuntado las Cámaras de Comercio, la circular podría tener consecuencias sobre la electrificación, el desarrollo industrial y la competitividad de Castilla-La Mancha, especialmente en un contexto de elevada saturación de la red eléctrica, según han apuntado en un comunicado.

En este sentido, señalan que la citada circular establece un marco retributivo que no garantiza las inversiones necesarias en las infraestructuras eléctricas, en un momento en el que la red de transporte y distribución se encuentra al límite de su capacidad.

“El modelo propuesto se aleja de las condiciones existentes en los países de nuestro entorno, lo que supone una pérdida de competitividad para la economía española y, de manera especialmente acusada, para comunidades con una elevada dispersión territorial y un fuerte peso del medio rural como Castilla-La Mancha”, señala el Consejo de Cámaras de Comercio, advirtiendo que “este enfoque penaliza a los territorios rurales, al priorizar de facto el desarrollo en zonas con alta concentración urbana o industrial, relegando a regiones como la nuestra”.

Según las Cámaras de Comercio, la saturación de los nudos eléctricos es ya una realidad generalizada en España lo que provoca que solo una parte muy limitada de las solicitudes de acceso y conexión pueda ser atendida.

“Esta situación no solo afecta a grandes proyectos industriales o energéticos, sino que está condicionando también desarrollos urbanísticos, proyectos de vivienda, iniciativas empresariales de menor tamaño y sectores emergentes, comprometiendo la creación de empleo y la fijación de población”, señalan. “La falta de una red eléctrica suficientemente dimensionada pone en riesgo la electrificación de los sectores productivos, la transición energética y la implantación de nuevas actividades estratégicas vinculadas a la innovación, la digitalización y la economía verde, ámbitos en los que Castilla-La Mancha podría encontrar un importante potencial de crecimiento”, añaden.

Desde el Consejo Regional de Cámaras de Comercio de Castilla-La Mancha se considera fundamental actuar con urgencia y responsabilidad para evitar que las limitaciones energéticas y un marco regulatorio inadecuado frenen oportunidades de desarrollo.

Los sistemas eléctricos de España y California comparten muchas similitudes. Con una superficie y población parecida, situadas a una misma latitud del globo, ambos territorios han vivido un boom solar en los últimos años. En España, la capacidad solar instalada se ha multiplicado de 4.526 megavatios (MW) en 2018 a 31.806 MW en 2024. En California el aumento ha sido de 10.794 MW a 22.325 MW de instalaciones fotovoltaicas en el mismo periodo.

Aprovechando las largas horas diurnas, tanto California como España generan cada vez más energía del sol para alimentar su demanda de electricidad. Se ve en el gráfico que está debajo: en un día promedio de abril, la franja amarilla que corresponde a la generación de plantas solares crece durante las horas diurnas. Puedes ver cómo la franja amarilla se ha ampliado mucho entre 2019 y 2025 y ahora la solar aporta durante el día más energía que el resto de fuentes juntas.

La mayor diferencia radica en cómo ambos territorios han gestionado la energía del sol cuando llega la noche y se dispara la demanda de electricidad. Para llenar ese vacío, en California han instalado cientos de baterías gigantes que almacenan el exceso de generación solar durante el día para usarlo cuando oscurece. Fíjate ahora en la franja amarillo oscuro que representa la energía aportada por las baterías. ¿Ves alguna diferencia?

El gráfico anterior muestra cómo en California y España se ha disparado el peso de las energías renovables gracias al boom de las plantas solares. En el caso del estado californiano, el despegue de las energías limpias proviene de un plan estatal (proyecto de ley SB 100) que se aprobó con el objetivo de que el 100% de la energía esté libre de emisiones en 2045. ¿Cómo? Principalmente, a través de la instalación masiva de plantas solares… y baterías.

El plan se aprobó en 2018 y, desde entonces, las cosas han cambiado mucho. En un día de abril de 2019, la energía solar junto con la eólica aportaba menos del 30% de la energía del mix tanto en California como en España. A las 12.00 del mediodía podían dar alrededor de 10.000 MW en ambos territorios. En cambio, en un día promedio de abril de este año, la suma de solar y eólica ha aportado el 45% de la energía en ambos lugares. Al mediodía con máximos de hasta 19.000 MW, según los datos de Operador Independiente del Sistema Eléctrico en California (California ISO).

Pero una gran diferencia llega al anochecer. En la hora pico de consumo en California, alrededor de las 19.30, cuando la población vuelve a casa del trabajo, más de una cuarta parte de la demanda en la actualidad se cubre con la energía solar generada durante las horas de luz que han almacenado las baterías. En 2019, este pico de demanda se cubría con el gas y las importaciones.

En España, en cambio, durante el pico de demanda nocturno, que en la península es alrededor de las 21.00 horas, el vacío que deja la falta de sol se cubre principalmente con mayores aportaciones de las presas hidroeléctricas y las grandes centrales térmicas de gas.

¿Y por qué sucede eso? Porque el sistema español, hasta ahora, no está preparado para aprovechar la energía solar en horas sin luz, le faltan baterías. Hoy en día en España hay 25 MW de potencia instalada de baterías, mientras que en California superan los 15.000 MW y la cifra continúa en ascenso. La proyección en el estado americano es instalar 9.000 MW más en los próximos dos años y el objetivo es tener más de 50.000 MW para 2045.

“En España, lo conveniente sería que durante las horas diurnas se generara todo lo que se pudiera, se almacenara en baterías, y se soltara durante la noche”, dice el experto en energía renovable, Xavier Cugat.

El siguiente gráfico muestra las diferencias entre California y España: mientras los estadounidenses han acompañado el boom fotovoltaico de la instalación de cientos de baterías que ahora juegan un papel clave en el mix energético, en la Península Ibérica apenas se ha ampliado el almacenamiento en la última década.

“Si no hacemos que crezca el almacenamiento, lo que va a parar son también las renovables”, explica el presidente de la Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético (AEPIBAL), Luis Marquina.

Las baterías, por un lado, permiten trasladar la energía que se produce durante el día y que no se consume a horas de mayor demanda, cuando no hay luz solar. Precisamente, los datos señalan cómo en España la potencia fotovoltaica está infrautilizada. España generó en 2024 menos energía de sus plantas solares que California a pesar de contar con un 50% más de potencia instalada de energía fotovoltaica.

“Si no crece la demanda, los curtailments [paralización total o parcial de una planta de generación por exceso de producción energética] se van a disparar, y el almacenamiento también es demanda”, explica Marquina, que defiende las baterías como herramienta para absorber más generación solar durante el día.

Luis Marquina recalca que la capacidad de aportar energía de las baterías “empezó en dos horas y ahora se va a un mínimo de cuatro”, un tiempo suficiente para cubrir el pico de demanda nocturno. En California, la capacidad creciente de las baterías les permite almacenar cada vez más electricidad durante el día, para soltarla durante la noche.

Las baterías, además, son “la salvaguarda del sistema eléctrico”, añade Marquina. “Dan firmeza al sistema, dan estabilidad, dan inercia. Tecnológicamente es una herramienta muy útil”. Cugat también subraya la flexibilidad de las baterías. “Tienen capacidad de respuesta en milisegundos, tanto para cargar como para soltar energía a la red”.

Esto último las haría muy útiles si volviera a ocurrir un gran apagón. “Las baterías pueden hacer blackstart”, explica Cugat, es decir, empezar a producir energía desde cero. “Durante el apagón esto solo lo pudieron hacer algunas centrales hidroeléctricas.”

Ante las principales críticas a las baterías por su vida útil (entre 10-15 años frente a los 25-30 de los paneles solares) o el impacto medioambiental de su proceso de producción (extracción de minerales y emisiones), distintos expertos la ven como la opción más viable. “A pesar de la huella ambiental de la fabricación de baterías de litio, esta tecnología es mucho más respetuosa con el clima que cualquier alternativa”, explicó Yang Shao-Horn, profesor de materiales e ingeniería del MIT en una entrevista con Climate Portal.

Además, desde el sector defienden que es una tecnología en constante transformación y mejora. “Las baterías están mejorando claramente en términos de eficiencia y de disponibilidad. Primero, se les saca más rendimiento durante más tiempo. Segundo, cada vez son más seguras y tienen sistemas de autogestión de los momentos de estrés. Y por último, en precio, son cada vez más baratas y más competitivas”, explica Luis Marquina.

¿Y si se hubieran instalado baterías en España como en California?

Durante el pasado mes de mayo, en las horas pico de demanda de la noche, las baterías en California aportaron de media casi 8.000 MW, cubriendo el 28% de la demanda en ese momento. De hecho, el día 20 de este mes a las 19h45 se marcó un récord: las baterías superaron por primera vez la aportación de 10.000 MW a la red, cubriendo hasta el 32% de la demanda del momento.

En España, el pico de demanda nocturna en mayo, aunque un par de horas más tarde, fue similar en términos de megavatios. Por lo tanto, si en la península se instalan baterías que puedan aportar la misma cantidad de energía, podrían llegar a cubrir un porcentaje similar de la demanda.

La época con más presencia de las baterías es en primavera y verano, cuando hay más sol, mientras que en los meses con menos horas de luz se hace más uso de otras fuentes de energía. En California, durante el invierno la quema de gas es todavía el aporte principal de energía al sistema. En España, destacan la eólica y la nuclear en los meses más fríos. Hay que mencionar también otra diferencia entre ambos sistemas energéticos. La demanda en el estado norteamericano en verano es mucho mayor en California por el uso de aires acondicionados, mientras que en invierno se consume mucha más energía eléctrica en España.

España prevé multiplicar por 400 su capacidad de baterías

Los datos de Red Eléctrica indican que en la actualidad hay en España 25 MW de potencia instalada de baterías y en funcionamiento, una cifra minúscula si la comparamos con los más de 15.000 MW instalados en California. Pero la previsión es crecer en la próxima década.

“El rápido desarrollo de renovables eléctricas hace necesario acelerar la instalación de sistemas de almacenamiento y gestionabilidad de la demanda”, expone en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que prevé llegar a unos 10-12 GW de almacenamiento energético en baterías en 2030.

El PNIEC incluye otro tipo de almacenamiento además de las baterías, que convierten la energía eléctrica en química para guardarla durante unas horas. Son los bombeos hidráulicos, que se consideran almacenamiento ya que convierten la energía eléctrica en mecánica, aprovechando la energía en el momento en que se genera para trasladar el agua de un embalse inferior a otro superior y soltarla cuando se necesite para crear energía de nuevo. O también el almacenamiento de la solar termoeléctrica. Con la suma de todos los sistemas, el PNIEC prevé llegar hasta 22,5 GW de capacidad de almacenamiento en 2030.

Para alcanzar las cifras previstas, hay instalaciones en camino. Entre las que han obtenido los primeros permisos de acceso a la red y las que lo están tramitando sumarían 26.000 MW de capacidad de almacenamiento en baterías, según los datos de Red Eléctrica. De estos, dos tercios se ubicaran en la red de transporte, es decir, a la red de alta tensión controlada por el operador de la red. El resto, en la de distribución, de más baja tensión y controlada por las distribuidoras. Pero esto es solo el primer paso.

El proceso para implementar una instalación de baterías suele durar “de 3 a 4 años, entre que solicitas el punto de acceso hasta la puesta en marcha”, explica Luis Marquina. Aparte del primer permiso de acceso a la red, luego se tienen que conseguir una serie de permisos medioambientales y licencias de obra, algunos concedidos por la comunidad autónoma y otros por el gobierno central.

El experto menciona que ahora mismo “hay un atasco en la administración”, causado por el auge de proyectos presentados “animados y alimentados por una ganancia rápida y muy pocas barreras de entrada”, añade. Además, Marquina explica otro problema con el que se encuentran los promotores de instalaciones de almacenamiento eléctrico: “es importante que las comunidades autónomas y los municipios ayuden a que las baterías se tramiten como instalaciones eléctricas o renovables para que se instalen en suelos rústicos, algo que sí se permite en el caso de las renovables”.

Con estas perspectivas, ¿es realista el camino dibujado en el PNIEC? “Si vamos rápido con las tramitaciones y creando un marco retributivo atractivo y razonable para hacer la inversión, es posible cumplir con los plazos. Pero hace falta ser ambicioso”, dice el experto Xavier Cugat.

Y es que la rentabilidad de las instalaciones podría ser uno de los factores claves para que estas aumenten. “La forma en la que las plantas fotovoltaicas se van a defender de los precios bajos en las horas solares es utilizando baterías”, piensa Marquina. “Hay que incentivar que ninguna planta fotovoltaica ni de generación renovable esté sin sistemas de generación híbrida, es decir sin baterías”, añade.

Una forma de garantizar que las inversiones en esta tecnología serán rentables es la puesta en marcha del mercado de capacidades, un seguro para evitar situaciones de estrés en el sistema eléctrico. Este mecanismo, previsto en el PNIEC, es una subasta donde se contrata la capacidad de generación o almacenamiento a largo plazo. De este modo, Red Eléctrica podría garantizar la seguridad de suministro eléctrico al mantener un equilibrio entre la oferta y la demanda de energía en todo momento, haciendo uso de estas fuentes más flexibles.

“El mercado de capacidades garantizará retribución a plantas que puedan ofrecer energía en cualquier momento”, cree Xavier Cugat. Lo mismo piensa Luis Marquina: “es muy importante que se consolide este año el mercado de capacidades, que es crítico porque ofrece una base de ingresos ciertos que les permitiría tener una cierta financiación y tener una base segura de ingresos”.

El comité de investigación del apagón del pasado lunes ha remitido este jueves “por escrito” nuevas peticiones dirigidas a los agentes del sector eléctrico para completar la reconstrucción del incidente, “pidiendo también información sobre las horas previas y las referidas al proceso de reposición”, según fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico. 

“Se ha recibido gran parte de la información solicitada inicialmente a los agentes del sistema” pero “dada la complejidad técnica para la obtención de ciertos datos hay algunos que todavía están siendo recopilados por los agentes”. 

La vicepresidenta tercera, Sara Aagesen, se ha reunido este jueves con Cani Fernández, la presidenta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que forma parte de ese comité, y se reunirá mañana con su homóloga de Portugal, María de Graça Carvalho, y con el presidente del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), Juan Carlos Lentijo.

Horas después del envío de ese nuevo requerimiento a los operadores, Red Eléctrica de España (REE), operador del sistema eléctrico, informó de que “ha completado” la entrega de todos los datos solicitados a la Comisión. Con la entrega de este material “la compañía responde a los requerimientos de las autoridades competentes con las que lleva colaborando desde el inicio del incidente”.

Según Red Eléctrica, “esta 'caja negra' --donde se registra y almacena toda la información concerniente a la operación del sistema y garantiza su trazabilidad-- supone un contingente de millones datos provenientes tanto de la actividad de la operación del sistema de ese día como del resto de sistemas informáticos de la compañía”.

El próximo sábado, el comité de análisis volverá a reunirse, esta vez en la sede de REE, cuyas dependencias ha visitado este jueves el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard. Miembros del equipo directivo de la compañía encabezados por la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, y el consejero delegado del grupo, Roberto García Merino, se han reunido con Groizard, el secretario de Estado de Telecomunicaciones, Antonio Hernando, y el director general de Política Energética y Minas, Manuel García.

Aagesen ha explicado esta tarde en su cuenta en la red social BlueSky que ha mantenido una conversación con el comisario europeo de Energía, Dan Jorgensen, “para informarle de la puesta en marcha del comité para el análisis de la crisis de electricidad. Queremos saber donde estábamos antes de que ocurriera, qué pasó durante y qué ocurrió después”.

El Gobierno ha realizado así nuevos requerimientos de información al sector para tratar de esclarecer las causas de la gravísima crisis energética del pasado lunes, sobre cuyas causas todavía no hay una explicación. Se barajan varias hipótesis, de un fallo “fortuito” a la participación de un “agente externo”.

El comité creado para esclarecer las causas del apagón fue anunciado el pasado martes por el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, para “llegar hasta el fondo de este asunto”, adoptar las “medidas necesarias” y acometer las reformas oportunas para que “no vuelva a ocurrir” una situación así, así como a “exigir las responsabilidades pertinentes a todos los operadores privados”.

Ese órgano de nueva creación, que mantuvo su primera reunión el pasado miércoles en la sede de Transición Ecológica y del que no forma parte REE (cuyo mayor accionista es el Estado con el 20%), está presidido por el departamento de Aagesen e integrado por varios ministerios, la CNMC, organismo encargado de la supervisión del sector energético, y diversos organismos públicos.

Entre sus integrantes hay militares como el vicealmirante Javier Roca Rivero, comandante del Mando Conjunto del Ciberespacio, y Javier Candau, jefe del Departamento de Ciberseguridad del Centro Criptológico Nacional, que depende del Centro Nacional de Inteligencia (CNI).

Este jueves, la asociación europea de gestores de redes Entso-E, a la que pertenecen REE o la portuguesa REN, ha anunciado la creación la puesta en marcha de un panel de expertos para investigar el apagón, tal y como recoge la legislación europea “para un incidente tan grave y excepcional”. Entso-E ha felicitado a los gestores ibéricos de redes por la “rápida y completa” reposición del servicio, con el “soporte y colaboración” de sus homólogos de Francia y Marruecos.

Más de un centenar de municipios de Catalunya, entre ellos algunas de las mayores ciudades catalanas, como Barcelona, Lleida, Tarragona, Girona, Terrassa, Manresa, Rubí, el Prat de Llobregat o Sant Cugat del Vallés, han reclamado en el Congreso de los Diputados poder asumir la distribución de electricidad, al igual que ya ocurre en otros países europeos como Francia, Dinamarca o Países Bajos.

La Associació de Municipis i Entitats per l´Energía Pública (Amep), que en diciembre acordó una declaración en Girona en favor de una red pública de distribución de electricidad, entregó el pasado 10 de febrero a varios grupos políticos en el Congreso de los Diputados, en el marco de una jornada sobre autoconsumo, una propuesta de modificación del marco jurídico de titularidad y gestión de esta actividad.

Se trata de un estudio elaborado el pasado diciembre por la consultora Samso, que dirige Joan Herrera, exdiputado de ICV en el Congreso y en el Parlament de Catalunya y ex director general del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE).

El informe señala que “en la mayoría de países de nuestro entorno la norma es el carácter público en la titularidad de la red” de distribución, que es un monopolio natural, lo que “hace imperativo el carácter neutro del titular y del gestor de la red”. Expone los casos de varios países europeos para ilustrar “la necesidad de diferenciar entre la titularidad y la gestión de la red”, algo que España no hace. 

Aquí la red de media y baja tensión está en manos de empresas privadas (la de alta tensión es de Redeia, cuyo mayor accionista es el Estado con un 20%). Las cuatro grandes distribuidoras tienen 26,3 millones de los 29,5 millones puntos de suministro y “se llevan el 90% de la retribución”. 

El informe recuerda “diferentes denuncias” contra las grandes distribuidoras ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que afectan “a modelos vinculados tanto a la generación, al autoconsumo o a otros aspectos”. Y afirma que “la titularidad privada de la red de distribución es actualmente el principal talón de Aquiles para la transición energética decidida y participada que las directivas europeas encomiendan a los estados miembros”.

“Tanto en la generación, la comercialización, como también en los nuevos servicios como el autoconsumo, la agregación y la flexibilidad, el riesgo de la colisión de intereses con quien ostenta la titularidad y la gestión de la red de distribución, es un lastre para garantizar que estas actividades y dichos mercados se desarrollen en un marco efectivo de competencia”, afirma.

El estudio expone que en Dinamarca, estas infraestructuras son de ámbito municipal y las distribuidoras que las gestionan “son mayoritariamente propiedad, o bien de los consumidores o bien de los municipios” donde se ubican; en Francia, las redes de media y baja tensión pertenecen también a los municipios y las gestiona Enedis (filial de la estatal EdF). En Países Bajos por ley su propiedad es del Estado, sus provincias, los municipios u otros organismos públicos; y en Irlanda, esta actividad está en manos de una empresa pública (ESB). 

En Alemania, la desarrollan indistintamente operadores públicos o privados. Y en Portugal, el activo pertenece a la Administración y lo explotan empresas mediante concesiones de hasta 20 años.

Las redes, dice el informe, “proporcionan una gran cantidad de información sensible, datos sobre los consumidores y puntos débiles del sistema, lo que hace que sean consideradas infraestructuras críticas”.

“Muy ambiciosa”

El documento señala que “la reivindicación de la titularidad y gestión pública” es una meta “sin duda muy ambiciosa”, que requiere “poner de manifiesto los problemas y contradicciones de la actual situación” y adoptar “acciones reales, útiles y viables”.

Los retos que cita son “la transparencia en la información, la participación en la planificación de las inversiones, el control y la mejora de la calidad del servicio, la eliminación de las barreras administrativas y técnicas que imponen las distribuidoras, la modificación de la regulación y la normativa, construyendo así una base sólida y creíble por la futura titularidad pública de esta infraestructura clave para el desarrollo del país y el bienestar de la ciudadanía”.

Amep plantea cambiar la Ley del Sector Eléctrico para que recoja que “la titularidad de las redes de distribución y transporte de electricidad es pública”, y que los municipios puedan ser titulares de las redes que operen en su ámbito territorial y “concesionar” estos servicios “no más tarde del 31 de diciembre de 2026”. 

Pero, como “propuesta de mínimo”, plantean que en los nuevos desarrollos urbanísticos, y para evitar un “enriquecimiento ilícito” de las distribuidoras, las nuevas redes que se pongan en marcha y den servicio a más de 500 puntos de suministro o tengan más de 5 megavatios (MW) de potencia contratada se cedan a los municipios. Y que las distribuidoras solo reciban las de menor tamaño, cediendo el 50% del beneficio de explotación de las instalaciones a los municipios.

Actualmente, en los desarrollos urbanísticos se incluyen las redes de distribución eléctrica entre las cargas que debe soportar el promotor y la ley dice que “todas las instalaciones destinadas a más de un consumidor tendrán la consideración de red de distribución y deberán ser cedidas a la empresa distribuidora de la zona, la cual responderá de la seguridad y calidad del suministro”.

Para “que se garantice como mínimo la competencia”, Amep propone obligar a las eléctricas a vender sus activos de distribución en las regiones en las que también tengan activos de “comercialización o distribución”. Se trata “de garantizar la competencia, en términos liberales, haciendo que la no efectiva separación de actividades no suponga un lastre para la economía, en el ejercicio de determinadas posiciones de dominio”, dice el documento, que también plantea que las comunidades energéticas puedan ser dueñas de redes de distribución y puedan adquirirlas o alquilarlas.

De ámbito catalán, Amep se constituyó en 2021, promueve la titularidad y la propiedad pública de las redes de energía eléctrica y apoya a los entes locales para acelerar la transición energética. Integrada en la Alianza por el Autoconsumo, cuenta ya con 119 asociados, 114 municipios, tres entidades y la Diputación de Girona, “que conforman una representación muy transversal por todo el territorio catalán”. 

Sus asociados agrupan a territorios que concentran una población de unos 3,5 millones de personas, cerca del 43% del total de Catalunya. Su coordinador, Arnau Comas, que fue candidato en las listas de la CUP al Parlament de Catalunya, lo resumió así en el Congreso: los municipios están “en primera línea” y “por nuestras manos pasa la transición energética, pero no tenemos competencias”. 

La reforma del mercado eléctrico afronta los últimos pasos del camino que se inició hace dos años, cuando la invasión rusa de Ucrania derivó en una crisis energética en el continente y en un incremento récord de los precios que llevaron a la UE a tomar medidas extraordinarias. Una de las cuestiones que afloraron entonces fueron los fallos en el propio diseño del mercado eléctrico y Bruselas se abrió entonces a cambiar el modelo. Lo que entonces sonó a cambio radical no ha sido tal y las empresas energéticas respiran con alivio.

El acuerdo alcanzado sí supone algunos cambios a los que el Parlamento Europeo ha dado el visto bueno este jueves con un amplio margen (el nuevo reglamento salió adelante con 433 votos a favor, 140 en contra y 15 abstenciones; y la directiva, con 473 votos a favor, 80 en contra y 27 abstenciones). A favor han votado el Partido Popular Europeo, los socialistas (S&D), liberales (Renew) y ECR (aunque Vox se ha abstenido) y, en contra, los verdes, la izquierda y algunos eurodiputados de la extrema derecha, que se ha dividido.

“No solo debemos responder a la emergencia climática, el uso de la energía como arma de guerra nos hace pensar que esta reforma era urgente. En un contexto geopolítico volátil, no podemos volver a pecar de ingenuos”, ha dicho el socialista Nicolás González Casares, que ha sido uno de los ponentes de la iniciativa cuyos efectos, según ha reconocido, se verán en el “medio y largo plazo”. Lo que ha puesto en valor es que la reforma da “protección para los consumidores, nuevos derechos y precios contenidos para ciudadanos y empresas”. 

“Pretendemos aumentar la producción de energía renovable e integrar esa tecnología en las redes existentes para hacer frente al cambio climático y a las perturbaciones en el mercado del gas”, ha celebrado el eurodiputado del Partido Popular Europeo, Cristian Silviu Busoi.  “Este paquete es un buen punto de partida para conseguir los objetivos climáticos y mejorar la competitividad de la economía europea”, ha dicho el liberal Klemen Groselj, que ha adelantado, no obstante, que la próxima legislatura tendrán que analizar por qué los consumidores no han notado la bajada de precios. También el portavoz de ECR (el grupo de la extrema derecha del que forma parte Vox) ha tenido buenas palabras para el acuerdo, que ha considerado un “primer paso”.

Más críticos han sido los verdes, que han lamentado que se haya dado una “salida” al lobby del gas. También La Izquierda ha rechazado el acuerdo. “Lo único que hacen es imponernos precios que nada tienen que ver con los de producción”, ha dicho la eurodiputada Marina Mesure: “¿Quién ofrecerá precios regulados? ¿El mercado? Nadie entonces”.

El debate en la Eurocámara ha tenido un breve rifirrafe español cuando la eurodiputada del PP Pilar del Castillo ha dicho que la excepción ibérica desaparecerá con la nueva reforma. No obstante, el artículo 66a sí prevé que en situaciones de crisis como la atravesada en 2022 y 2023 se pueda llevar a cabo una intervención en los precios, incluidos precios por debajo de costes. 

Uno de los objetivos de la reforma del mercado eléctrico es reducir la volatilidad de los precios. La principal receta de la UE en la reforma es la generalización de los denominados Contratos por Diferencias (CfD, por sus siglas en inglés) que es en aquellos en los que se acuerda un precio entre comprador y vendedor, que se liquida posteriormente: si el precio del mercado es superior, el vendedor paga la diferencia al comprador y si es inferior, es al contrario.

Los CfD se aplicarán a las inversiones en nuevas instalaciones de generación de electricidad basadas en la energía eólica, la energía solar, la energía geotérmica, la energía hidroeléctrica sin embalse y también la energía nuclear (Francia pretendía que se aplicara para las existentes, pero Alemania se opuso). En el caso de las plantas ya existentes, los 27 establecieron que esos contratos no se aplicaran automáticamente sino que tengan que contar con el visto bueno de Bruselas (como hasta ahora) para garantizar que no son ayudas de Estado.

La reforma del mercado eléctrico persigue que los precios de la electricidad sean menos dependientes de los combustibles fósiles para proteger a los consumidores. El acuerdo recoge la posibilidad de apoyar exclusivamente la compra de nueva generación de renovable a través de los PPA, que son contratos de compraventa de energía a largo plazo entre un desarrollador renovable y un consumidor, aunque será voluntario.

También incluye medidas para proteger a los consumidores vulnerables aumentado la protección respecto a los cortes de suministro. Igualmente, las comercializadoras estarán obligadas no rescindir los contratos unilateralmente y a ofrecer contratos de precio fijo. Durante las negociaciones, el Parlamento Europeo introdujo el ‘derecho a compartir’ la energía renovable. 

Las grandes eléctricas españolas reconocieron este martes su alivio ante la reforma eléctrica finalmente pactada en diciembre pasado por la UE con un acuerdo entre el Consejo, la Eurocámara y la Comisión Europea en la recta final de la presidencia europea de España.

Durante una jornada de debate organizada por el Real Instituto Elcano en la Fundación Botín, el más explícito fue Juan José Alba, director de Regulación de Endesa.

Alba explicó que cuando a finales de 2022, “en una situación de emergencia”, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula Von Der Leyen, dio luz verde a esa reforma ante un mercado “roto” por la disparatada subida del gas, en los despachos de las grandes compañías del sector cundió el pánico ante las propuestas que empezaron a circular desde gobiernos, académicos y think tanks. 

Según Alba, “algunas propuestas eran verdaderamente enloquecidas”. “Realmente, la sensación que había en la industria, y yo estoy muy activo en Eurelectric [la patronal europea], era: 'Dios mío, la que se nos viene encima'. Porque lo que esperábamos era una reforma devastadora que arramblara con todo lo que había y que empezara a sacar experimentos”. “A finales del año 2022 teníamos miedo de lo que iba a pasar”. 

De hecho, el 10 de enero de 2023 España se descolgó presentando antes que el resto de sus socios europeos una propuesta de precios fijos para nuclear e hidráulica que evitara los denominados beneficios caídos del cielo y los “fallos de mercado” que había sacado a la luz la crisis energética provocada por la invasión de Ucrania.

La propuesta, tras el tope al gas, la conocida como excepción ibérica, y el impuesto al sector, suponía pasar a la ofensiva y puso en guardia al sector, que aseguró, a través de sus patronales, que podría “poner en peligro el libre mercado” y “asustar a los inversores”; que era “veneno” y una “expropiación” y que iba a provocar una fuga de inversiones a Estados Unidos.

Pero finalmente la sangre no llegó al río y la receta de España no se ha aplicado. En marzo de 2023 la Comisión Europea publicó su propuesta, que se alineaba con las propuestas de las empresas y que el directivo de Endesa calificó este martes de “muy razonable”.

La reforma finalmente pactada en diciembre persigue incentivar la inversión en capacidad de generación libre de emisiones, dotar de mayor flexibilidad (tanto de oferta como de demanda) al sistema eléctrico para lograr precios más estables e introducir medidas de protección de los consumidores. Pero, como señala un reciente estudio de Esade, “se queda corta en varios aspectos clave”.

En opinión del directivo de Endesa, la reforma pactada finalmente “confirma todo lo bueno que había en lo que teníamos”.

“La reforma ha terminado bien, se enfoca en el futuro y lo mejor de todo es que ha terminado”, señaló por su parte Patxi Calleja, director de Regulación de Iberdrola.

Su homólogo en Endesa recordó que “hemos pasado las dos crisis sin perder el suministro” y señaló que la reforma pactada en diciembre “lo que hace es cambiar el foco” y, de mirar “demasiado al mercado del corto plazo”, el precio diario, empieza “a mirar en los mercados a plazo, más largos”. 

Por un lado, incentivando los contratos bilaterales a largo plazo de energía renovable o PPA, de los que España es líder europeo ya desde hace años. La reforma plantea que los Gobiernos los incentiven pero “a ninguno de los dos se les obliga a hacer nada”.

La otra vía son los llamados contratos con diferencias, mediante contratos organizados por los Estados a través de subastas como las que se hacen en España desde hace años (la última se quedó prácticamente desierta). 

Según Alba, de las subastas que se han lanzado hasta ahora (las primeras las lanzó el PP), “si no me equivoco, no se ha construido nada, no ha habido ni un megavatio de generación que haya empezado a funcionar”, aun a riesgo de perder los avales depositados en su momento por los promotores. Los ganadores en esas subastas, según este directivo, han decidido ir al mercado en lugar de cobrar ese precio regulado.

La demanda, el “gran problema”

El responsable de Regulación de Endesa insistió en que en España, el “gran problema” es la falta demanda, con el consumo eléctrico en mínimos de 20 años y dudas sobre si en 2024 llegará a la recuperación pese a la apuesta por la electrificación.

Alba señaló que hay ya potencia renovable solicitada para cumplir los objetivos que recoge el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) “en muchos años”. Pero “la mayor parte de esa energía la vamos a tener que tirar” porque “no hay demanda”.

Una de las razones, “que no tenemos capacidad de red suficiente” para atender potenciales proyectos de grandes consumidores.

Su homólogo en Iberdrola consideró “fundamental” acelerar tramitaciones de parques y líneas de transmisión y reforzar la red para poder dar entrada a esos proyectos: por esos “retrasos”, afirmó Patxi Calleja, “no estamos dando accesos hoy a demanda industrial que ha solicitado accesos y estamos hablando de solicitudes por el 15 o 20% de la demanda eléctrica”. 

El responsable de Regulación de Iberdrola reclamó “proteger” los PPAs para que no se vean afectados los precios pactados por medidas tomadas a posteriori, porque el consumidor industrial “tiene miedo” de que cambie su estructura de costes con las renovables que contrata.

En este punto coincidió Darío López, director general de Solaria, que lamentó la reintroducción este año de impuestos como el del 7% a la generación, que aseguró que es “una distorsión sobre contratos ya firmados con los que no contábamos” que “destroza totalmente los números”, pese a que la exención de ese tributo siempre fue una medida de carácter temporal. 

Al igual que el responsable de Regulación de Iberdrola, el directivo de Solaria reclamó que se refuerce el almacenamiento y pidió aliviar la fiscalidad de la electricidad, que según Calleja soporta en España 60 figuras impositivas distintas. López también reclamó reforzar interconexiones porque sin ellas no puede haber un verdadero mercado europeo.

Pocas horas después de ese debate, la vicepresidenta Teresa Ribera reconocía en la sesión de control en el Senado que la reforma pactada en diciembre no tiene todo el alcance que le hubiera gustado al Gobierno de España. 

España, recordó Ribera, aboga por una reforma integral que permita un desarrollo igual en los 27 Estados miembros de los mercados de almacenamiento, de la disponibilidad para poder aprovechar mejor las infraestructuras de transporte energético para dar continuidad y atractivo a las inversiones en energías renovables, “que no se vean volcadas o forzadas a verter aquello que no se consume en un determinado momento”.

“Nos hubiera gustado, en efecto, paliar ese efecto del mercado marginalista que retribuye al precio más alto”, reconoció la titular de Transición Ecológica, que afirmó que España ha hecho esto a través de medidas domésticas, como ha sido la reforma de la tarifa regulada, dando estabilidad a medio y largo plazo, incorporando la referencia al precio del mercado a plazo. 

“Esto nos permite ver cómo España ofrece hoy unos precios a medio y largo plazo mucho más competitivos, mucho más bajos que los del resto de Europa”, subrayó Ribera.

Adiós a la 'excepción ibérica' que permitió a España y Portugal poner un precio máximo al gas con el que se genera la electricidad. La medida, que lleva sin activarse desde febrero por la estabilización de los precios de la energía, decaerá de manera automática el 31 de diciembre de 2023, que es la fecha límite que estableció la Comisión Europea. La vicepresidenta para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha sugerido que ni siquiera plantearán una prórroga porque son conscientes del 'no' del gobierno comunitario, que ha pedido ya a los estados miembros que eliminen las ayudas que pusieron en marcha en lo peor de la crisis energética.

“La extensión del mecanismo ibérico requiere un procedimiento de aprobación por la Dirección General de Competencia de la Comisión, que dejó claro que más allá del 31 de diciembre no era posible llevarlo a la práctica”, ha respondido Ribera en una rueda de prensa tras el último Consejo de ministros de Energía bajo la presidencia rotatoria de España. El denominado 'mecanismo ibérico' se analiza bajo el régimen comunitario de ayudas de Estado y cuando España y Portugal solicitaron la aprobación, que inicialmente pretendían que cubriera también 2024, Bruselas autorizó hasta final de este año para acompasarlo al resto de medidas nacionales para encarar la crisis.

El mecanismo, según distintas estimaciones, sirvió para reducir de media el precio en el mercado mayorista entre un 20% y un 30% y recortar hasta medio punto la inflación en 2022, según el Banco de España. La estimación del Gobierno es que se ahorró más de 5.000 millones de euros a los consumidores que se han beneficiado de él.

“Los precios del gas se han estabilizado muy por debajo de lo que vivimos en agosto de 2022, lo que explica por qué desde febrero no se ha activado este mecanismo”, ha explicado Ribera. El precio del gas, según la referencia holandesa, está en mínimos desde 2021, aunque aún está por encima de los niveles de la prepandemia. Actualmente se encuentra en unos 34 euros/MWh.

Lo que sí han decidido los ministros de Energía este martes es extender en torno a un año las medidas de emergencia del sistema energético europeo. Entre ellas está el “mecanismo de corrección del mercado” y que permite establecer un precio máximo de 180 euros/MWh en condiciones muy determinadas, que, de hecho, nunca se han producido desde que que entró en vigor en febrero. El mecanismo prevé una activación automática si el precio mensual adelantado en el Title Transfer Facility (TTF) holandés supera los 180 euros/MWh durante tres días hábiles y el precio del TTF es 35 euros superior al precio de referencia del gas natural licuado en los mercados internacionales para los mismos tres días hábiles. La medida estará vigente hasta el 31 de enero de 2025.

La otra medida que se amplía es la regulación para la “solidaridad” entre países en caso de escasez de suministro de gas, que estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2024. No obstante, introduce un cambio al eliminar la obligatoriedad de los estados en la participación de la agregación de la demanda para la negociación de las compras conjuntas de gas. También se prolongará, en este caso hasta junio de 2025, el marco que permite facilitar las ayudas para el despliegue de las energías renovables.

“Estamos significativamente mejor que hace un año, pero la incertidumbre de cómo evolucionará la geopolítica y los conflictos (...) es suficiente para expresar la voluntad de prorrogar estas medidas que esperamos que no sea necesario aplicar”, ha señalado Ribera. 

Hay acuerdo para la reforma del mercado eléctrico. Año y medio después de que los 27 abrieran la puerta a modernizar un modelo que se reveló obsoleto tras el estallido de la guerra en Ucrania al evidenciarse la dependencia de Rusia y la vulnerabilidad del sistema europeo con un incremento histórico de los precios que obligó a tomar medidas extraordinarias para evitar la asfixia de empresas y familias, el Consejo de la UE, la Eurocámara y la Comisión Europea han pactado unas nuevas normas que ahora tendrán que ratificar las dos primeras instituciones para que entren en vigor.

La reforma del mercado eléctrico, que no supondrá el cambio radical del modelo que se esperaba, era una de las prioridades de la presidencia española del Consejo de la UE. “Este acuerdo es una gran noticia, ya que nos ayudará a reducir aún más la dependencia de la UE del gas ruso y a impulsar la energía libre de combustibles fósiles para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Gracias a este acuerdo, podremos estabilizar los mercados a largo plazo, acelerar el despliegue de fuentes de energía renovables y libres de fósiles, ofrecer electricidad más asequible a los ciudadanos de la UE y mejorar la competitividad industrial”, ha señalado la vicepresidenta para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, en un comunicado enviado de madrugada, cuando los negociadores han dado el visto bueno al texto.

Uno de los objetivos de la reforma del mercado eléctrico es reducir la volatilidad de los precios, que fue uno de los problemas que se encontró la UE como consecuencia de la guerra en Ucrania, cuando el precio del gas empezó a subir y se disparó al limitar el suministro de Rusia. La principal receta de la UE en la reforma es la generalización de los denominados Contratos por Diferencias (CfD, por sus siglas en inglés) que es en aquellos en los que se acuerda un precio entre comprador y vendedor, que se liquida posteriormente: si el precio del mercado es superior, el vendedor paga la diferencia al comprador y si es inferior, es al contrario. Ese fue uno de los principales escollos entre Francia y Alemania dado que Berlín no quería que esos contratos aplicaran para las centrales eléctricas ya existentes al entender que las centrales nucleares ya amortizadas de Francia le iban a reportar unos ingresos extraordinarios. 

Finalmente los CfD se aplicarán a las inversiones en nuevas instalaciones de generación de electricidad basadas en la energía eólica, la energía solar, la energía geotérmica, la energía hidroeléctrica sin embalse y también la energía nuclear. No obstante, se incluyen algunas condiciones, como un periodo transitorio de tres años para su aplicación a partir de la entrada en vigor del reglamento para garantizar la seguridad jurídica de proyectos que están en curso actualmente. En el caso de las plantas ya existentes, los 27 establecieron que esos contratos no se aplicaran automáticamente sino que tengan que contar con el visto bueno de Bruselas (como hasta ahora) para garantizar que no son ayudas de Estado.

“El acuerdo ofrece flexibilidad en cuanto a la redistribución de los ingresos generados por el Estado a través de los CfD. Los ingresos se redistribuirían a los clientes finales, y también podrían utilizarse para financiar los costes de los regímenes de apoyo directo a los precios o las inversiones destinadas a reducir los costes de la electricidad para los clientes finales”, señala el Consejo en un comunicado.

La reforma del mercado eléctrico persigue que los precios de la electricidad sea menos dependientes de los combustibles fósiles para proteger a los consumidores. El acuerdo recoge la posibilidad de apoyar exclusivamente la compra de nueva generación de renovable a través de los PPA, que son contratos de compraventa de energía a largo plazo entre un desarrollador renovable y un consumidor, aunque será voluntario.

Durante la negociación, los colegisladores, especialmente los parlamentarios, pusieron el énfasis en la necesidad de proteger a los clientes vulnerables. Así, se eleva su protección respecto a los cortes de suministro. El nuevo sistema permitirá al Consejo de la UE declarar situaciones de crisis energética tras una propuesta de la Comisión Europea que permitirá a los estados miembros tomar medidas extraordinarias para reducir los precios para los clientes vulnerables. “Además, se incorporan disposiciones destinadas a evitar distorsiones o fragmentaciones indebidas en el mercado interior”, señala el comunicado del Consejo.

“Fomentamos nuevos derechos, al expandir el derecho a compartir energía, y reforzamos ampliamente la protección al consumidor, con medidas concretas como la prohibición de cambios unilaterales en los contratos por parte de los suministradores, o que los consumidores vulnerables y en situación de pobreza energética estén totalmente protegidos frente a las desconexiones, obligando a los Estados miembros a tomar medidas apropiadas, incluida la prohibición de las desconexiones o medidas equivalentes”, afirma el eurodiputado socialista Nicolás González, que ha sido el ponente por parte de la Eurocámara y que admite cesiones como “la derogación introducida por el Consejo sobre la participación de activos que exceden los límites de emisiones”.

Los 27 logran cerrar un acuerdo para impulsar la reforma del mercado eléctrico. Todos los ministros de Energía, a excepción del húngaro que se ha abstenido, han secundado el texto que finalmente cumple las exigencias de Francia respecto a la energía nuclear. El visto bueno permite ahora iniciar las negociaciones con el Parlamento y la Comisión Europea, que se activarán este mismo jueves, según ha anunciado la vicepresidenta tercera, Teresa Ribera. La pretensión es que el nuevo funcionamiento del mercado eléctrico, que la UE decidió reformar en plena crisis energética esté lista antes de que acabe el año.

Uno de los objetivos de la reforma del mercado eléctrico es reducir la volatilidad de los precios, que fue uno de los problemas que se encontró la UE como consecuencia de la guerra en Ucrania, cuando el precio del gas empezó a subir y se disparó al limitar el suministro de Rusia. Ribera, a quien corresponde pilotar las negociaciones durante la presidencia española del Consejo de la UE, ha asegurado que la aproximación permitirá “proteger mejor a los consumidores europeos, ofrecer señales a los inversores en energía, facilitar una mayor estabilidad en los precios, menor dependencia de la volatilidad de las materias primas o del mercado spot diario”. 

“Ha sido un Consejo de Energía exitoso”, ha dicho la comisaria Kadri Simson tras la cita en la que Ribera se había mostrado confiada en sortear los vetos cruzados de Francia y Alemania. La novena propuesta que se ha puesto sobre la mesa ha sido la que ha salido adelante, aunque el texto legislativo final será el que pacten los 27 con la Eurocámara y la Comisión.

“La reforma pretende estabilizar los mercados de electricidad a largo plazo impulsando el mercado de contratos de compra de energía (PPA), generalizando los contratos por diferencia (CfD) bidireccionales y mejorando la liquidez del mercado a plazo”, señala el Consejo en un comunicado: “El Consejo ha acordado que los Estados miembros fomenten la adopción de acuerdos de compra de electricidad, eliminando los obstáculos injustificados y los procedimientos o cargas desproporcionados o discriminatorios. Las medidas pueden incluir, entre otras cosas, sistemas de garantía respaldados por el Estado a precios de mercado, garantías privadas o instalaciones que agrupen la demanda de PPA”.

La generalización de los PPA, que son contratos de compraventa de energía a largo plazo entre un desarrollador renovable y un consumidor, era una de las claves de la propuesta de Bruselas. Ribera ha insistido en que la reforma del mercado eléctrico también persigue la descarbonización.

Pero el principal escollo estaba en los denominados contratos por diferencias, que son los que, según ha explicado Ribera, dan una mayor “estabilidad” a los estados. En los CfD se acuerda un precio entre comprador y vendedor, que se liquida posteriormente: si el precio del mercado es superior, el vendedor paga la diferencia al comprador y si es inferior, es al contrario. Alemania no quería que esos contratos aplicaran para las centrales eléctricas ya existentes al entender que las centrales nucleares ya amortizadas de Francia le iban a reportar unos ingresos extraordinarios.

El texto final satisface la demanda de París ya que permite que los CfD se puedan aplicar a todas las instalaciones de generación, independientemente de si se refiere a plantas nucleares u otras tecnologías, pero en algunos casos no se aplicarán de forma automática sino que deberán contar con el visto bueno de la Comisión Europea para determinar que no constituyen ayudas de estado, como sucedía hasta ahora.

“Sabiendo que la mayor y más fácil medida para fijar precios competitivos que no generen distorsiones son las convocatorias en concurrencia, en algunos casos no es posible que existan y que, por tanto, en esos casos será necesario mantener una capacidad de monitoreo, vigilar que las cosas funcionan correctamente”, ha expresado Ribera. “La Comisión desempeñará su papel. Tendremos que seguir aplicando unos controles muy rigurosos a las ayudas de estado. Evaluaremos el impacto en el mercado interior”, ha respondido Simson.

Los cambios en el mercado eléctrico también establecerán cuándo la UE puede declarar una crisis energética: cuando se “prevea que los precios medios muy elevados de la electricidad al por mayor vayan a durar al menos seis meses, y se prevea que los fuertes aumentos de los precios al por menor de la electricidad se mantengan durante al menos tres meses” son las intenciones de los 27. “La reforma añade una opción temporal para aplicar precios regulados, incluso por debajo del coste, a las pequeñas y medianas empresas (PYME) en tiempos de crisis”, señala el comunicado, que recuerda que esos precios regulados ya se pueden aplicar a los hogares energéticamente pobres y vulnerables, y como medida transitoria a los hogares y microempresas, haya o no crisis de precios de la electricidad.

Francia y Alemania cogerán las riendas de la negociación del nuevo Pacto de Estabilidad y Crecimiento, que es uno de los expedientes fundamentales que tienen los 27 sobre la mesa durante la presidencia española del Consejo de la UE, a la que corresponde pilotar las conversaciones. “Propondré continuar avanzando mano a mano entre Francia y Alemania. Todo el mundo sabe que al final un acuerdo sobre las nuevas reglas del Pacto de Estabilidad pasan por un acuerdo francoalemán”, ha expresado el ministro de Economía francés, Bruno Le Maire, a su llegada a la reunión con sus homólogos europeos en Luxemburgo.

La intención del francés y su colega liberal alemán, Christian Lidner, es avanzar en la negociación entre esos dos grandes países, que son los que encabezan los principales grupos en disputa y, a partir de ahí, poner sobre la mesa las bases para un acuerdo que pueda servir al conjunto de los 27. Esa posición supone pasar por encima de la vicepresidenta primera española, Nadia Calviño, que es a quien corresponde pilotar esas negociaciones. Por el momento, España puso sobre la mesa una propuesta que no ha logrado acercar suficientemente las posiciones.

“Hemos hablado con Christian Lindner y seguiremos trabajando con Christian Lindner en las próximas semanas para tratar de llegar a un acuerdo francoalemán que podría servir de base a un acuerdo más global”, ha expresado el ministro de Emmanuel Macron.

De hecho, el francés ha cogido las riendas al plantear un “calendario claro” que pasa por que los ministros hagan “avances” en la discusión que llevan a cabo este martes en la reunión del Ecofin y que en la cita del 9 de noviembre haya “avances concretos” para poder tener un acuerdo antes de que acabe el año, aunque es un objetivo complicado dado que, después de que los 27 lleguen a una posición común, comenzarán las negociaciones con la Eurocámara y la Comisión.

Calviño trató de restar importancia al paso de sus colegas. “Apoyo y aliento todos los intercambios que puedan aportar un enfoque constructivo”, afirmó tras asegurar que la presidencia española hasta ahora ha llevado a cabo conversaciones en “diferentes formatos”, entre los que ha citado “reuniones formales e informales”, negociaciones bilaterales, en grupos reducidos...

Le Maire también ha planteado un “método” de negociación que pasa por tener en cuenta principalmente el indicador de la deuda. Así, ha dicho que lo importante no es sólo que sea lo más baja posible sino que “el objetivo es tener un nivel sostenible, compatible con el crecimiento y las inversiones”. “Las iniciativas franco-alemanas suelen ser aceptables para muchos estados miembros porque aunamos los mismos valores y el mismo compromiso por la unidad europea”, ha señalado a su salida el ministro de Finanzas alemán, Christian Lindner, que ha reconocido que tienen “perspectivas diferentes” por ahora pero que están trabajando en una aproximación “común”.  

Uno de los principales choques entre Alemania y Francia es que los primeros quieren que haya un porcentaje común de reducción de la deuda cada año del 1% mientras otros países, entre ellos Francia, apuestan por fomentar las inversiones que puedan estimular la economía. La idea de la Comisión Europea precisamente es fijar sendas de ajuste fiscal para cada uno de los estados miembros, pero los frugales desconfían de que el gobierno comunitario sea el único árbitro que controle la situación.

“No hay consenso en la regla de oro”

En el debate sobre la revisión del Pacto de Estabilidad y Crecimiento previsto para la reunión del Ecofin sólo ha intervenido el ministro italiano, Giancarlo Giorgetti, que ha defendido que se debe equilibrar la “garantía de la estabilidad fiscal y la preservación del crecimiento económico”. “La nueva disciplina presupuestaria debe ir hacia una consolidación gradual y sostenible. Solo así puede ser creíble y plenamente aplicable”, ha defendido el italiano, que apuesta por que las “las reglas presupuestarias no puedan ignorar” los compromisos de inversiones “adquiridos en los planes de recuperación”. Para ese tipo de gastos, Italia quiere un trato favorable en el futuro corsé fiscal, al igual que varios países, especialmente del este, han presionado para que el incremento del gasto en Defensa sea un atenuante en el caso de que sea la causa de un procedimiento de déficit excesivo. 

“No hay consenso respecto a la llamada regla de oro”, ha afirmado al acabar la reunión el vicepresidente económico de la Comisión Europea, Valdis Dombrovskis, que ha recordado que la propuesta de Bruselas ya prevé algunos “incentivos” para inversiones que estén “en línea con las prioridades europeas” en los planes de ajuste, que serán de cuatro años prorrogables hasta siete.

Pilotar las negociaciones en el seno de los 27 corresponde a la presidencia española. Calviño pretendía poner sobre la mesa de los ministros una propuesta de texto legislativo este mes, y en su caso aprobarlo, pero ha sido imposible. Ahora tampoco se atreve a aventurar si la propuesta que aspira a formular en la reunión del 9 de noviembre saldrá aprobada. “Estamos determinados a tener un acuerdo antes de que acabe el año”, se ha limitado a decir la vicepresidenta primera: “Intensificaremos nuestro trabajo político y técnico en varios formatos para construir puentes y consensos para tener unas normas que aseguren reducción sostenible de la deuda, la sostenibilidad presupuestaria y que podamos seguir invirtiendo para formentar la competitividad en Europa”. 

Lo que sí han logrado los 27 es cerrar un acuerdo para impulsar la reforma del mercado eléctrico. Todos los ministros de Energía, a excepción del húngaro que se ha abstenido, han secundado el texto que finalmente cumple las exigencias de Francia respecto a la energía nuclear. El visto bueno permite ahora iniciar las negociaciones con el Parlamento y la Comisión Europeo, que se activarán este mismo jueves, según ha anunciado la vicepresidenta tercera, Teresa Ribera. La pretensión es que el nuevo funcionamiento del mercado eléctrico, que la UE decidió reformar en plena crisis energética esté lista antes de que acabe el año.

Nueva propuesta de España para la reforma eléctrica europea con el objetivo de intentar romper el bloqueo actual y las propuestas excluyentes de Alemania y Francia. La vicepresidenta para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, ha presentado una propuesta con la que intenta convencer a Francia, que tiene intereses por la energía nuclear, sin perder el equilibrio de Alemania, a quien la Comisión Europea había intentado atraer con su propuesta inicial. La intención de la presidencia española, a la que corresponde pilotar las conversaciones en el seno del Consejo de la UE, es alcanzar un acuerdo este mismo jueves en la reunión de los embajadores o la próxima semana en el Consejo de Energía para que los 27 fijen su posición de cara a las negociaciones con el Parlamento Europeo y la Comisión en los denominados.

En el último borrador presentado por la Presidencia española, que ha adelantado el medio francés Contexte y al que ha tenido acceso elDiario.es, se suprime la posibilidad de que los Estados miembros implanten los denominados contratos por diferencias (CFD, por sus siglas en inglés) para las centrales eléctricas ya existentes, que era una de las exigencias del bloque de países liderados por Alemania. 

En el anterior borrador se permitían para instalaciones ya en marcha bajo el principio de “proporcionalidad”. Ahora se especifica que estarán reservados a “nuevas instalaciones de bajas emisiones y generación de electricidad no fósil”.  

Pero si en las propuestas anteriores había una limitación a la cantidad de energía que podía sacar Francia de la prolongación de sus nucleares, ahora, explican fuentes conocedoras de la negociación, esa limitación desaparece y deja la puerta abierta a que París tenga que negociar con la Comisión Europea si eso puede ser o no una ayuda de Estado o no, como ya hace España con sus subastas de renovables, que vienen a ser también CFD´s. Con ese cambio, la presidencia confía en atraer a los países con intereses en las nucleares que encabeza Francia.

Francia apoya usar esos CFD´s para alargar sus nucleares y usar sus beneficios para apoyar a su industria, pero Alemania, España y otros países reclamaban que la cantidad de energía con CFD esté controlada. Una de las propuestas que se ha planteado es que la proporción de energía que se pudiera cubrir con CFD´s para la industria fuera equivalente a la inversión que sea necesaria para prolongar la vida de los reactores: que no baste con prolongar la vida de las plantas para usar esos contratos. 

“La propuesta no necesariamente tiene que ir en contra de los intereses de Francia. El objetivo es romper el bloqueo y que se pueda avanzar, evitando vetos mutuos”, explican esas fuentes. 

Los CFD, muy habituales en Reino Unido pero poco desarrollados en la UE, se firman entre un productor de electricidad y una autoridad estatal por un periodo largo, con una horquilla de precios acordada de antemano: si luego los precios de mercado son menores de lo previsto, el Estado compensa al productor, y si son más elevados, la empresa debe devolver el dinero extra al Estado.

Otra novedad es que sólo las nuevas centrales eléctricas que se construyan tres años después de la entrada en vigor de la reforma tendrán acceso a los precios garantizados por los CFD si solicitan apoyo público. En el caso de activos offshore de carácter “híbrido”, dada la “complejidad” de esos proyectos, ese plazo se amplía a cinco años.

“Estamos en un momento crucial”. Es uno de los mensajes que dejó la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, en la rueda de prensa junto a Pedro Sánchez tras la reunión del Gobierno y el colegio de comisarios en el pistoletazo de salida de la presidencia europea del Consejo de la UE. Se refería a los dosieres que los 27 tienen que sacar adelante en los próximos meses, antes de las elecciones europeas. Se trata de un tercio de las 250 propuestas que Bruselas ha impulsado y que están ahora mismo sobre la mesa de España, a cuyo Gobierno le corresponde pilotar las negociaciones de esos expedientes antes de que acabe la legislatura. Sacarlos adelante será un trabajo arduo, según les dijo Von der Leyen a los ministros el lunes, pero supondrá una enorme satisfacción. 

No será fácil. Como todo en la UE, el camino será tedioso, plagado de intereses cruzados e incluso de amenazas de vetos. Especialmente, para aquellos expedientes que se han marcado como prioritarios para finalizar este mismo semestre: las reglas fiscales, la revisión del Marco Financiero Plurianual, la reforma del mercado eléctrico o el pacto migratorio. 

El ultraderechista Viktor Orbán dejó claro la semana pasada que pretendía convertirse en la principal piedra en el zapato de los 27 en los próximos meses. ¿El motivo? El acuerdo alcanzado por los ministros de Interior para repartir una cuota de 30.000 refugiados al año y que el rechazo al asilo suponga 20.000 por persona. Hungría y Polonia se oponen a ese pronunciamiento y han iniciado una batalla bajo la premisa de que esa decisión se debería tomar por unanimidad. “Está en los tratados”, dijo este lunes Sánchez recordando que la mayoría cualificada es suficiente para esa materia. 

Orbán y su colega polaco, Mateusz Morawiecki, encontraron la ocasión perfecta para mostrar su malestar durante el Consejo Europeo de la semana pasada en el que aprovecharon para bloquear las conclusiones relativas a migración, a pesar de que el borrador incluía una generalidad sobre la dimensión exterior del fenómeno, que es en lo único sobre lo que hay consenso en la UE. Lograron hacer ruido en una cumbre que debería haber sido de trámite y dar la impresión de un bloqueo en un pacto que avanza por primera vez tras haber permanecido años en el cajón. “Nos negamos a convertir nuestra tierra en un gueto de inmigrantes. Nos oponemos firmemente a estas decisiones y luchamos con todas nuestras fuerzas. No implementaremos medidas que comprometan nuestra soberanía”, expresó el dirigente ultraderechista.

La Hungría de Orbán no participa

Más allá de la política y la dialéctica, Hungría vuelve a chantajear a la UE al amenazar con bloquear la revisión del presupuesto europeo que la Comisión Europea presentó hace un par de semanas y que se negociará durante el semestre español. Fuentes gubernamentales admiten que les tocará remangarse como árbitro de esas conversaciones. El equipo de Orbán ha sido el único que no ha querido participar en la ronda de consultas previas que ha hecho el Ejecutivo español con el resto de estados miembro para preparar el terreno.

A lo que apuntan las mismas fuentes para intentar llegar a un acuerdo es a la necesidad de dar incentivos en algunas políticas y proyectos europeos para que a Orbán no le salga a cuenta bloquear ese marco financiero y quedar como el país que niega 33.000 millones de ayuda a Ucrania. El Ejecutivo húngaro cuestiona el destino del dinero que por ahora se ha entregado a Volodímir Zelenski y mantiene un discurso prácticamente antieuropeísta por la congelación de los fondos que decidió la UE por su deriva autoritaria. 

Pero no sólo Orbán será una de las dificultades para la negociación presupuestaria. Países como Alemania o Países Bajos han mostrado reticencias a la ampliación de las contribuciones estatales para hacer frente al incremento de los tipos de interés, por ejemplo, dado que de los 66.000 millones que pide Bruselas, 19.000 irían a hacer frente al aumento de la deuda. 

La Alemania de la austeridad

Alemania es, además, el principal obstáculo para las reglas fiscales que los 27 pretenden tener renovadas para 2024. La UE ha decidido recuperar el Pacto de Estabilidad y Crecimiento que quedó suspendido con la pandemia para reducir la deuda y el déficit, con el objetivo de llegar al 60% y el 3% del PIB, respectivamente. 

En el Gobierno español asumen que el ministro de Finanzas, Christian Lindner, será un hueso duro de roer en esa negociación y explican que la intención en las conversaciones será encontrar un equilibrio entre dar seguridades a Alemania y los frugales respecto a la consolidación económica -exigen que haya unos objetivos comunes mínimos- al tiempo que se respeta la flexibilidad para que sean los países los que propongan su senda fiscal. Todo está abierto en esa negociación, incluso la fecha en la que puede terminar porque fuentes gubernamentales reconocen que la aprobación puede demorarse más allá de diciembre, pero lo que rechazan en el Ejecutivo es volver a unas exigencias automáticas e inalcanzables como las que aplicaban hasta 2020 y que suponían la reducción de una veinteava parte de la deuda al año. 

La otra gran patata caliente durante el semestre español será la reforma del mercado eléctrico, que hereda tras fracasar el intento de la presidencia sueca para alcanzar una posición común de los 27 antes de iniciar las negociaciones con la Eurocámara y la Comisión.

Francia defiende su energía nuclear

El principal conflicto está en la aspiración de Francia de que los contratos por diferencia –en los que se acuerda un precio entre comprador y vendedor, que se liquida posteriormente– se apliquen a las instalaciones de generación de electricidad a través de energía nuclear existente donde se realice una inversión para incrementar su capacidad de generación o prolongar su vida útil. Es decir, dan subsidios a la energía nuclear. Una decena de países, entre ellos Alemania y España, rechazan de plano esa posición y las conversaciones por parte del Gobierno han comenzado ya para intentar acompasar la fijación de postura de los gobiernos a la del Parlamento Europeo en septiembre y cumplir con el objetivo de tener un nuevo sistema a finales de año. 

Aparte de la negociación de los expedientes legislativos que ya están en marcha, Sánchez pretende dar un empujón a la autonomía estratégica de la UE para reducir las dependencias de otras potencias, como China, que puedan poner en dificultades a los 27, como ocurrió durante la pandemia con la escasez de materiales como las mascarillas. El Gobierno está elaborando un documento de trabajo que busca que se analice en la cumbre que se celebrará en Granada el próximo mes de octubre. El foco está puesto en los alimentos, la energía, las tecnologías de la información y la salud. 

La cita de Granada será junto con la cumbre de la UE con los países latinoamericanos y caribeños (CELAC), uno de los hitos importantes del semestre al margen de las negociaciones, que es la principal labor del Gobierno que asume la presidencia. Sánchez ha marcado cuatro retos principales: la reindustrialización de la economía, la agenda medioambiental y energética, el pilar social y la unidad en la UE. Pero la duda que planea en el arranque de la presidencia española es en manos de quién acabará toda esa agenda.

Alemania y Francia se miran de reojo y miden constantemente sus fuerzas. El eje franco-alemán, que surgió de la necesidad tras la II Guerra Mundial y que se reactivó en los años del Brexit y durante la pandemia, da señales de agotamiento. París y Berlín llevan meses de desencuentros que han provocado un debilitamiento de esa alianza estratégica que pone en riesgo las grandes reformas que la UE tiene previstas para los próximos meses: las nuevas reglas fiscales y la modificación del mercado eléctrico. 

La Alemania de Angela Merkel era el gigante económico temido por los países del sur por las recetas austericidas que impuso en la crisis de 2008. Ahora el marco ha cambiado radicalmente y la UE encaró la crisis de la pandemia, primero, y de la guerra en Ucrania, después, con una política de gasto expansiva. Pero los 27 sabían que la barra libre no iba a durar para siempre y ahora toca retomar la ortodoxia para reducir los niveles de déficit y deuda. 

En lo que están prácticamente de acuerdo es en que las antiguas reglas fiscales no valen. En buena medida porque el alto nivel de exigencia –una reducción de una veinteava parte de la deuda al año– era impracticable y nunca se llegó a poner ninguna sanción. La intención ahora es que los estados miembros diseñen sus caminos de reducción, que la Comisión Europea tendrá que aprobar, y que el castigo por sobrepasar los niveles del 3% del déficit y el 60% de la deuda sea más realista. 

El procedimiento ‘a la carta’ nunca ha convencido a Alemania, que encabeza la ‘rebelión’ de un grupo de países frugales que también desconfían de que sea Bruselas el único filtro. Su demanda es que haya cifras y objetivos concretos y cuantificables para todos. El ministro de Finanzas germano, Christian Lindner, que consiguió colar una reducción anual del 0,5% de déficit al año en la propuesta de la Comisión Europea, pelea por que la deuda tenga que bajar un 1% al año. 

El principal choque en la reunión de los ministros de Economía en Luxemburgo se produjo con el francés, Bruno Le Maire, que se opuso a las reglas “automáticas y uniformes”. “Sería un error político y económico. Ya lo hemos probado en el pasado y ha conducido a la recesión, a dificultades económicas y pérdida de producción y crecimiento. Es lo contrario de lo que queremos”, advirtió. No obstante, también Bruselas y países grandes, como España e Italia, se oponen al criterio de Alemania. Lo que pasa es que nadie en la UE se imagina una reforma de las reglas fiscales sin el visto bueno de su principal economía. 

Con el mismo nivel de complicación están encarando los 27 la negociación de la reforma del mercado eléctrico, que también pretenden que esté culminada a final de año. A Alemania, que lo ha pasado mal por su alta dependencia del gas ruso, le apremia el cambio mientras que Francia quiere ante todo garantías para su energía nuclear. 

El enfrentamiento quedó claro en la reunión de ministros del ramo esta semana. La presidencia sueca, a quien corresponde pilotar las negociaciones, les emplazó a dialogar bilateralmente para ver si se desencallaba el desencuentro, según fuentes presentes. Pero la reforma del mercado eléctrico fracasó. 

La principal fisura es que los países con peso de la energía nuclear quieren que los contratos por diferencia –en los que se acuerda un precio entre comprador y vendedor, que se liquida posteriormente– se apliquen a las instalaciones de generación de electricidad existentes donde se realice una inversión para incrementar su capacidad de generación o prolongar su vida útil. Alemania encabeza la posición de los que quieren limitar esa posibilidad y que, en todo caso, solo se aplique de manera proporcional al incremento de capacidad resultante de la inversión.

“No me gusta que nadie piense que la regulación europea es para resolver los problemas de dos países grandes. No es válido resolver el problema de Francia y el de Alemania, y generar distorsión en el resto. Es muy importante dar cobertura al interés general de los Veintisiete”, lamentó la vicepresidenta tercera, Teresa Ribera, en una entrevista en La Vanguardia, en la que admite sus recelos por la posición francesa, pero también respecto a la ambición que pretende Berlín respecto a la protección a la industria: “La cuestión es si ese ahorro se distribuye por igual dentro del sistema o si se pueden seleccionar unos colectivos u otros, que es parte del debate con Alemania. Con los consumidores domésticos vulnerables no hay conflicto. Con los industriales, empieza a plantear algún problema, ¿por qué unos sí y otros no? Esto hay que resolverlo”.

Un “standby” en las relaciones franco-alemanas

“En cosas importantes siempre se van a enfrentar, por ejemplo, con el tema nuclear”, explica Dolores Rubio, profesora de Relaciones Internacionales en la Universidad Complutense: “Todo lo que tiene que ver con la Unión Europea se pueden convertir en cualquier momento en polos de fricción”. 

“Depende del momento. Un día son unos [asuntos] y en otro momento son otras cosas, que incluso no salen en la prensa. Por ejemplo, en cosas que tienen que ver con la libre circulación de mercancías, todos los días se están produciendo fricciones entre Francia y Alemania”, agrega Rubio sobre la relación de vecindad de dos potencias, una mundial y otra regional. 

Aún así, la profesora asegura que “la puerta de la diplomacia nunca se ha cerrado: ”Lo que pasa es que, bueno, a veces hay más avances, a veces hay menos. Y ahora estamos en standby“. 

Suspicacias sobre el rearme alemán

La desconfianza viene, no obstante, de largo y ha tenido su punto álgido a raíz de la guerra en Ucrania por las discrepancias en la política de seguridad y defensa. La invasión rusa de Ucrania llevó al canciller, Olaf Scholz, a impulsar un fondo especial de 100.000 millones de euros destinado a modernizar el Ejército alemán. Esa decisión, sumada a que ha mostrado inclinación por los proyectos de EEUU por encima de los europeos, provocó suspicacias en el Elíseo. 

Mientras que Merkel y Macron fueron de la mano en la relación con China en 2021, el viaje de Scholz el pasado otoño a Pekín provocó un fuerte malestar en los socios europeos, que lo interpretaron como un intento para representar a su país por encima de los intereses de la UE, que en ese momento comenzaba a replantearse cómo reducir la dependencia de Pekín. Y es que “la alianza implica rivalidad”, según reconoce la profesora Rubio.

Pero fue apenas unos meses después cuando el presidente francés, que fue bastante complaciente con Xi Jinping en su visita, tensionó a los 27 al marcar distancias con EEUU respecto al conflicto de Taiwán. Uno de los países que le reprendió fue Alemania.

Por otro lado, tampoco sentó bien en el seno de la UE, con Francia a la cabeza, que Alemania usara su músculo financiero para inyectar 200.000 millones de euros en ayudas en el arranque de la crisis energética. Entre medias se coló el bloqueo de Francia al gasoducto MidCat, con el que España y Portugal pretenden incrementar el envío de energía a centro Europa del que se beneficiaría especialmente Alemania. 

“Francia, como muchos europeos, no ve con buenos ojos el hecho de que Alemania, por los motivos que sea, en este caso sería la guerra de Ucrania, se pudiera rearmar”, explica Rubio. “A la mínima que Alemania intenta dar un viraje, Francia la mira de reojo”, concluye la profesora de la Complutense que, en todo caso, no cree que en lo “político-económico el eje franco-alemán esté herido”: “Sencillamente está allí con sus conflictos”. 

La crisis energética del pasado invierno dejó una fotografía simbólica de los 27 cuando el ministro de Energía checo, que entonces pilotaba las negociaciones como presidencia rotatoria del Consejo, regaló a sus colegas una sudadera con la frase que había repetido en los meses anteriores: “Convocaremos tantos consejos de Energía como sea necesario”. La vicepresidenta tercera, Teresa Ribera, está a punto de coger el testigo con el mismo estado de ánimo y su departamento ya anticipa que está dispuesto a convocar una reunión extraordinaria en julio para afrontar la negociación del mercado eléctrico, que es el gran reto que tiene la UE para los próximos seis meses, y que ha fracasado este lunes fundamentalmente por la pugna por la energía nuclear.

Los ministros de Energía se habían conjurado para fijar en la reunión de este lunes en Luxemburgo una posición común que sirva de base para iniciar las conversaciones con la Eurocámara y la Comisión Europea, pero ha sido imposible a pesar de que la sesión se ha prolongado más horas de las inicialmente previstas. “Hay asuntos que deben ser discutidos”, ha afirmado la ministra sueca, Ebba Busch, a quien ha correspondido pilotar la primera fase de la negociación. Pero los equilibrios que ha buscado no han sido suficientes y el trabajo lo tendrán que asumir de nuevo los embajadores de los 27 a nivel técnico.

A pesar de las dificultades, la responsable de Transición Ecológica española ha reconocido que existen “diferencias sustantivas”, pero se ha mostrado confiada en que se llegará a un acuerdo: “No creo que sean insalvables”. “Ya nos ocurrió con el tope al gas”, ha recordado en una rueda de prensa al finalizar la reunión con sus homólogos en la que ha recordado que apenas hace tres meses, cuando la Comisión Europea hizo su propuesta, había dudas sobre que hubiera un acuerdo antes de las elecciones europeas y que ahora existe una “voluntad” compartida de cerrar el acuerdo antes de que acabe el año.

El principal escollo está en los denominados contratos por diferencia (CFD, por sus siglas en inglés), que son aquellos que se acuerdan un precio entre comprador y vendedor, que se liquida posteriormente en función de cómo haya evolucionado el mercado. “Hemos escuchado a unos cuantos estados sobre cómo se implementan y cómo se usan”, ha reconocido Busch sobre la discusión de los ministros, que han expresado suspicacias “para hacerlos claros y no abrirlos a demasiada interpretación”.

El choque viene de parte de los países que tienen mucho peso de la energía nuclear, mandatos por Francia, que defiende que los contratos por diferencia se apliquen a las instalaciones de generación de electricidad existentes donde se realice una inversión para incrementar su capacidad de generación o prolongar su vida útil. La posición contraria la ha manifestado con contundencia Alemania, pero también otros como Luxemburgo, que quiere limitar esa posibilidad y que, en todo caso, sólo se aplique de manera proporcional al incremento de capacidad resultante de la inversión.

“La Directiva de Energías Renovables estaba cerrada y había un acuerdo hace tres meses y me parece que deberíamos incorporar como buena práctica el respeto a los acuerdos alcanzados y no reabrir de nuevo estos asuntos”, se ha quejado Ribera a su llegada a Luxemburgo. En la retina de los 27 está el bloqueo de Alemania a la prohibición de la venta de los coches de combustión a partir de 2035, que finalmente salió adelante.

El 'no' se produce tres días después de que se pusiera se alcanzara un acuerdo para la Directiva de Energías Renovables (RED III), que París obligó a reabrir precisamente por la energía nuclear. El gobierno de Emmanuel Macron quería un mayor reconocimiento de esa energía en la regulación con la que eleva su objetivo de consumo de energía renovable del 22% actual al 42,5% en 2030. La inclusión de la atómica como 'verde' levanta suspicacias en países como Alemania o España. La solución llegó con una declaración de la Comisión Europea en la que señala la importancia de la energía nuclear en la descarbonización y una derogación para la industria del amoníaco francesa.

En el caso del Consejo de Energía de este lunes, los contratos por diferencia relativos a la energía nuclear no ha sido el único escollo en la reforma del mercado eléctrico. La presidencia sueca ha planteado que Polonia pudiera seguir subvencionando plantas eléctricas de carbón. La iniciativa se ha topado con el rechazo de varios países, entre ellos Luxemburgo. “No nos parece un buen texto”, ha dicho el ministro, que ha advertido de que se trata de permitir nuevas concesiones al carbón “por la puerta trasera”

“Hay que encontrar una solución que dé confort a los polacos respecto a la garantía de suministro”, ha dicho la vicepresidenta española, que ha explicado que la posición de Polonia se produce por sus temores por encontrarse en la frontera este y la posibilidad de encontrarse sin suministro o que haya un alza desmesurada por el apoyo a Ucrania. Ribera ha reconocido que es “un debate fino que hay que ajustar” entre las “situaciones excepcionales que requieren medidas excepcionales” al tiempo que el límite del CO2 “tiene que ser respetado”.

Luz verde de Bruselas a la excepción ibérica con la que España y Portugal tienen un tope al precio del gas con el que se produce la electricidad. La Comisión Europea ha aprobado la extensión planteada por los dos países hasta el próximo 31 de diciembre. La medida, activada de forma inédita con la crisis energética del pasado año, supondrá que el precio seguirá una senda lineal desde los 55 euros por megavatio hora hasta lo 65 que alcanzará a final de año. España y Portugal calculan que el mecanismo ibérico ha permitido un ahorro de 5.000 millones de euros entre junio de 2022, cuando se activó, hasta enero de 2023.

El decreto ley aprobado por el Consejo de Ministros el pasado mes de marzo, tras una negociación con el gobierno comunitario, establece una subida progresiva del precio de referencia del gas natural, que irá aumentando desde los 56,1 euros de abril a razón de unos 1,1 euros mensuales (salvo en agosto, cuando se incrementaría en 1,2 euros). Bruselas limitó, eso sí, la aplicación del denominado mecanismo ibérico hasta finales de 2023 y no hasta diciembre de 2024, que era la pretensión de Pedro Sánchez, bajo el argumento de que las medidas puestas en marcha con motivo de la guerra en Ucrania vencen cuando acabe este año.

“Con los cambios aprobados hoy, España y Portugal podrán seguir manteniendo los precios de la electricidad asequibles para los consumidores de la Península Ibérica. La medida equilibra la necesidad de abordar los altos precios de la energía debido a la invasión rusa de Ucrania con el deber de proteger la integridad del Mercado Único. Los topes de precios mensuales prolongados y modificados permitirán una salida más suave de la medida, mientras protegen a los consumidores vulnerables”, señala la vicepresidenta a cargo de la política de competencia, Margrethe Vestager.

En un comunicado, la Comisión Europea recuerda que la puesta en marcha de esa medida responde a las particularidades del mercado mayorista eléctrico en la Península Ibérica, concretamente la limitada capacidad de interconexión que hace que los consumidores estén muy expuestos a los precios mayoristas provocando una “perturbación especialmente grave para las economías española y portuguesa”. En un momento en el que Bruselas ha comenzado a pedir a los 27 que vayan eliminando las ayudas expansivas que pusieron en marcha en la pandemia y que mantuvieron tras el estallido de la guerra en Ucrania, el gobierno comunitario recuerda que “temporal” y focalizada a hacer frente a “subidas de precios bruscas en el mercado de la electricidad”. Así, asegura que es “adecuada, necesaria y proporcionada”.

La excepción ibérica estará vigente mientras la UE negocia la reforma del sistema eléctrico, que va a ser una de las batallas de los próximos meses y, especialmente, de la presidencia española. Para el Gobierno, la propuesta de Bruselas, que sigue el planteamiento de las grandes compañías energéticas y satisface a Alemania, es insuficiente. Por ahora, los planes de Bruselas se quedan lejos de la gran reforma que prometió la presidenta, Ursula von der Leyen, el verano pasado, en los peores momentos de la crisis energética por la invasión rusa de Ucrania, cuando aseveró que “este mercado ya no funciona. Tenemos que reformarlo”.

Frente a esa ambición inicial, los técnicos comunitarios han optado por dejar tal y como está el grueso de la fórmula basada en el sistema marginalista (por el que la tecnología más cara marca el precio final), al entender que durante dos décadas ha funcionado bien. Y, tal y como se esperaba, apuestan por incentivar la contratación a largo plazo mediante los acuerdos bilaterales de compra de energía (los conocidos como PPA) y los denominados contratos por diferencias (CFD) para impulsar el despliegue de las energías renovables. También queda fuera la propuesta española de poner un precio fijo a las centrales hidráulicas y nucleares ya existentes mediante los denominados contratos por diferencias, para evitar los beneficios excesivos de estas tecnologías.

La compra conjunta de gas en marcha

Por otro lado, la Comisión Europea ha lanzado formalmente este martes la herramienta para la compra conjunta de gas, que dará servicio a los 27 y también a países como Ucrania, que se ha unido. Bajo el nombre AggregateEU, el nuevo sistema pretende agregar demanda para negociar conjuntamente y, así, abaratar las importaciones de gas de cara al llenado de los almacenes para el próximo invierno. La decisión la tomaron los estados miembros en plena crisis energética.

Ahora, las empresas interesadas tienen hasta el 2 de mayo para registrarse en la convocatoria y a mediados de mes se convocará una licitación para atraer ofertas de proveedores de gas de todo el mundo que satisfagan esta demanda. Por el momento se han interesado unas 70 empresas.

La intención de la Comisión Europea es que los acuerdos de compra lleguen antes del verano, que es cuando se tienen que llenar los almacenes para el próximo invierno, y que después de vayan haciendo licitaciones periódicamente. La UE se ha conjurado para que lo estados miembros tengan un mínimo del 15% de sus objetivos nacionales de almacenamiento de gas.

Este hito forma parte del compromiso de los Estados miembro de participar en la agregación de la demanda para un mínimo del 15% de sus objetivos nacionales de almacenamiento de gas- unos 13.500 millones de metros cúbicos al año- para estar preparados ante posibles crisis energéticas, como la que sufrió Europa el pasado año a raíz de la tensión con Rusia.

Los cambios de comercializador de electricidad y gas batieron todos los récords en 2022 como consecuencia de la crisis energética, tal y como confirman los datos provisionales que acaba de publicar la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

De acuerdo con el organismo, “la crisis energética internacional ha llevado a cerrar un año 2022 de récord en lo referente a los cambios de comercializador”. En concreto, “en el año 2022 se produjeron 6,4 millones de cambios de comercializador en electricidad (5 millones en 2021) y 1,5 millones de cambios de comercializador en gas (1 millón en el año 2021)”.

El pasado ejercicio estuvo marcado por los precios récord de la luz como consecuencia de la disparatada subida del gas, a causa de la guerra en Ucrania, que tuvo especial reflejo en la tarifa regulada de la luz, el precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC). La crisis energética, que propició una intervención inédita del mercado eléctrico con la denominada solución ibérica cuya prórroga hasta diciembre acaba de aprobarse, también hizo que el Gobierno destinara 3.000 millones de euros a ampliar el espectro de beneficiarios de la tarifa regulada de gas (TUR), cuyas subidas trimestrales están limitadas por ley desde finales de 2021.

Esto se tradujo en que los traspasos de la tarifa regulada de la luz al mercado libre se dispararon en 2022 un 118%, mientras que se multiplicaron por 8,5 los cambios del mercado libre del gas a la TUR, mucho más barata, aunque sigue siendo minoritaria, en una avalancha que provocó problemas de gestión en las primeras semanas.

Según la CNMC, con el aumento de los trasvases desde el mercado regulado al libre de electricidad de 2022, sumado al crecimiento del 41% ya en 2021, “este tipo de movimientos se ha multiplicado por 3 en el periodo analizado”.

A noviembre, último dato disponible en los registros de la CNMC, había solo 8,57 millones de consumidores domésticos y pymes de luz (con menos de 15 kW contratados) que tenían el PVPC, mientras que más de 19,47 millones de suministros estaban ya en mercado libre.

En el sector gasista, “los movimientos desde el mercado libre al regulado se incrementaron en un 750% en el año 2022”, esto es, “se multiplicaron por 8,5”, hasta representar el 38,2% de los cambios de comercializador de gas en 2022 (frente a solo el 6,6% en 2021). En total, hubo un 30,3% más de cambios de comercializador de gas en 2022, frente al aumento del 46% registrado en 2021 respecto a 2020.

Según la CNMC, “las tasas anuales provisionales de cambio de comercializador en 2022 son del 21,5% y del 19% en los sectores de electricidad y de gas, respectivamente. En 2021, dichas tasas fueron del 17% y del 13%, respectivamente, mientas que en 2020 fueron del 12,5% y 10%”.

En el sector eléctrico hubo en 2022 un 27,5% más de activaciones de cambios de comercializador que en 2021. Y en 2021, cuando la luz ya empezó a dispararse, con más de una veintena de récords en el mercado mayorista, el aumento ya fue del 36,7% respecto a 2020, cuando la actividad comercial de las comercializadoras sufrió un parón como consecuencia del confinamiento. Así, el traspaso al mercado libre concentró el 27,4% de los cambios de comercializador eléctrico en 2022 (15,6% en 2020).

Los datos figuran en el informe de supervisión de los cambios de comercializador aprobado por la sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC el pasado 13 de abril, con datos cerrados correspondientes al primer trimestre de 2022. A esa fecha, nada más estallar la guerra de Ucrania, Iberdrola , Endesa y Naturgy superaban el 80% del mercado eléctrico, sumando segmento libre y regulado.

En concreto, Iberdrola tenía a cierre del primer trimestre de 2022 el 33,2% de los puntos de suministro de luz, con cerca de 10 millones, Endesa contaba con el 33,1%, y Naturgy, con el 14,4%. El informe destaca que en tres años estos tres grupos han perdido 831.000 clientes, mientras que el Grupo Repsol (cuarto operador del sector) ha ganado 480.000, con una cuota del 4% a 31 de marzo de 2022.

Hace unas semanas, Competencia señalaba a Endesa, Iberdrola, Naturgy y Holaluz por denuncias de cambios de contrato sin consentimiento, al aclarar las obligaciones de estas cuatro empresas para atajar lo que denomina “cruce de CUPS”: cuando en un cambio de contrato se vincula al usuario con un punto de suministro ajeno. Una problemática que, como recuerda el informe que acaba de publicar el organismo, provoca “grandes perjuicios para los consumidores implicados”.

Competencia también advirtió a principios de año de que las eléctricas están trasladando subidas de precios “poco claras” en las facturas y pidió al Gobierno una regulación que fije “unos requisitos mínimos de transparencia” en las revisiones de los contratos tras detectar “comparativas imprecisas, poco claras y no homogéneas”.

Nicolás González Casares (A Coruña, 1972) va a tener poco tiempo libre en los próximos meses. El eurodiputado del PSOE va a ser el ponente para la reforma del mercado eléctrico que Bruselas quiere que esté en vigor a finales de año o, como muy tarde, en febrero de 2024, cuando las instituciones europeas entren formalmente en modo campaña. Su designación es un triunfo para los socialistas, que pilotarán también el grueso de las conversaciones desde la presidencia rotatoria de la UE. Pero el parlamentario gallego no quiere mostrar mucha ambición por las resistencias que hay dentro del Parlamento Europeo y también de los 27 a dar la vuelta al sistema. Aún así, se muestra optimista respecto al futuro de la reforma al dar por hecho que no habrá vetos. En esta entrevista avisa de que “la inacción es más peligrosa para los gobiernos que una reforma del mercado eléctrico que modere los precios” y desgrana los ajustes que se pueden poner en marcha para evitar que los precios de la energía se disparen como ocurrió hace unos meses.

¿Qué objetivos se ha marcado el Parlamento Europeo respecto a la reforma del mercado eléctrico?

El Parlamento como tal no tiene unos objetivos. Ahora tendremos que fijar la posición. En el momento en que empezó la crisis de los precios, en el verano de 2021, incluso antes de la invasión de Ucrania, algunos en el Parlamento empezamos a decir que había cosas que no funcionaban bien y que las restricciones de suministro de gas estaban afectando de una manera muy rápida a los precios del mercado mayorista. En España, ese contagio del precio de mercado mayorista se trasladaba muy rápidamente a las facturas de los consumidores y tardó más tiempo en pasar en el resto de países europeos. Por eso fuimos los primeros en detectar eso e hicimos aquí una lucha bastante importante.

A medida que se iban dando pasos solucionando la crisis energética, los problemas de suministro de gas, poniendo unos niveles de suministro de gas, luego vino la excepción ibérica, fue calando la idea de que era necesaria una reforma del mercado eléctrico europeo. Pero, ojo, había gente a favor y claros detractores de que se abriera este melón, y muchos de los detractores eran precisamente los que más estaban ganando en ese momento: las empresas eléctricas, que estaban haciendo mucho negocio no querían ni oír hablar de que se abriera una reforma. Hay que saber bien por qué se hace esta reforma: porque hubo una crisis energética que dio lugar a una crisis de precios. Tenemos que proteger nuestro mercado europeo de esos vaivenes y de esa volatilidad, y que eso no provoque un daño muy grande en los consumidores y en las pequeñas y medianas empresas.

La vicepresidenta Ribera ha dicho que esa propuesta que ha hecho la Comisión Europea es insuficiente. ¿Está de acuerdo? ¿Qué le parece la la propuesta? Si es un punto de partida, poco ambicioso, ¿puede perjudicar a la hora de negociar?

Tenemos una reforma. Eso era lo primero más importante. Coincido con Ribera, evidentemente, en que la reforma no es todo lo ambiciosa que debería de ser. Hay puntos positivos en la propuesta de la Comisión, no digo que sea una mala reforma, pero es muy superficial. Si se volviera a repetir, seguiríamos sin herramientas para abordar de una forma clara una crisis de precios como la que hubo. Por lo tanto, hay que poner elementos, ir más profundo, ser más ambiciosos en esta reforma, aunque yo también considero que hay elementos positivos, como el derecho a compartir energía.

Hay otra cuestión importante y es que caminamos hacia una descarbonización del sistema eléctrico, aunque a diferentes velocidades en los diferentes países, pero cada vez hay más renovables y son más baratas. Por lo tanto, esa señal de precio también se debe notar en el mercado, es decir, que los consumidores que ven que estamos poniendo muchas renovables sean conscientes de que eso trae beneficios no solo climáticos, sino también para la competitividad de las empresas, el empleo, etc. Eso sí, también manteniendo incentivos, que las renovables son más baratas, pero también necesitan una remuneración para que las empresas sigan invirtiendo en ellas.

¿Cómo se puede incluir en la reforma esa señal a las renovables? 

En la propuesta de la Comisión ya hay algo de esto y es que si buena parte del mercado la sacas de la negociación del momento, es decir, del mercado mayorista y buena parte del volumen del mercado de electricidad lo pasas a contratos a largo plazo, lo que se llaman acuerdos bilaterales (PPA), que son estables en el tiempo y normalmente se hacen con renovables, se evita volatilidad, garantizas unos precios a las renovables, pero también unos precios estables a los consumidores. ¿Qué pasa? Que los PPA están muy bien, pero prácticamente no son accesibles ni a las pequeñas y medianas empresas ni a los pequeños consumidores. Creemos que hay que ir más allá e introducir más transparencia en esto y buscar la manera de que sea más accesible. 

Después hablamos mucho de los beneficios caídos del cielo. Hubo momentos en los que tecnologías ya amortizadas, como podrían ser la nuclear o la hidroeléctrica, tienen unos beneficios extraordinarios muy elevados y creo que se hizo bien en su recorte; pero también es cierto que tenemos que dejar que las renovables den una señal de que tienen un precio más bajo, pero al mismo tiempo garantizarles una remuneración continuada.

¿Cómo se puede hacer eso?

Una parte los PPA, luego hay contratos por diferencia. Y vamos a trabajar de qué manera promocionamos el almacenamiento. Eso posibilita que cuando se utilice esa energía almacenada se haga en un buen momento de precio y que eso ayude a la remuneración. También queremos introducir mecanismos de capacidad, que no están suficientemente recogidos en la propuesta de la Comisión y que aseguran una remuneración a tecnologías que ayudan en la flexibilidad y el almacenamiento. Va a haber un momento, ya está pasando en España, en que tú no puedes aprovechar todas las renovables. Si no tienes suficiente capacidad de almacenamiento para coger esa sobrante y dedicarlo a almacenarla, está claro que el precio va a tender a cero, que va a bajar mucho el precio y nadie va a querer invertir en renovables. Tenemos que buscar soluciones para esto.

Eso también lo va a conseguir el hidrógeno, porque es un gas que puede almacenarse, pero no vamos a tener un mercado de volumen suficiente hasta pasado 2028-2030. Por eso creo que hay que buscar que un sistema de almacenamiento, como el bombeo hidráulico o grandes baterías, también tenga su sitio en esta reforma.

La principal propuesta de España fue poner precios fijos a la hidráulica y a la nuclear, pero se ha quedado fuera de la propuesta de la Comisión. ¿Ve margen para introducirla en la negociación?

Vamos a buscar elementos que en situaciones de urgencia, es decir, en situaciones donde los precios se puedan disparar, compensen a los consumidores. Lo que propone la Comisión no ayudaría en una crisis similar como la pasada y, además, algunos de los que proponen están pensados para regímenes de ayudas en países que tienen mucho músculo financiero, como puede ser Alemania. Tiene que ser una solución que valga para todos los países europeos y no solo para unos pocos que tienen mucho dinero. Las interconexiones aquí son un elemento importante a tener en cuenta. Un país bien interconectado puede encontrar más soluciones. Pero los países que tienen bajo nivel de interconexiones tienen mayores dificultades para buscar cómo amortiguar esos precios en otra zona de oferta.

¿Sin esa medida se puede acabar de alguna forma con los beneficios caídos del cielo que actualmente tienen las empresas eléctricas?

Voy a decir una cosa que suena un poco mal: no estoy totalmente en contra de beneficios caídos del cielo cuando son para tecnologías renovables, siempre que estén dentro de los márgenes de aceptabilidad. Lo que vimos en esta crisis es que había tecnologías que estaban ganando por el megavatio hasta seis, siete u ocho veces más de su coste normal y eso no es aceptable. ¿Cómo puedes actuar ante eso? Poner elementos que en una emergencia lo amortiguan, pero también lo puedes hacer en el mercado normal. Eso sucedía porque el mercado mayorista estaba contagiado por los precios del gas. Si se consigue que el volumen que se negocie en el mercado mayorista disminuya y se vaya más a contratos a medio o largo plazo y a todos esos mecanismos de capacidad o contratos por diferencia, la influencia del mercado mayorista será menor finalmente en la fijación del precio. No quiero decir que deje de existir ese mercado porque siempre va a tener que haber una señal de mercado, pero que ahí se negocie mucho menos volumen de energía, con lo cual se negocie más en la parte que es estable y menos en la parte que es volátil.

La propuesta de España era para de poner precios fijos era para instalaciones que ya estaban amortizadas. Lo que alega la Comisión Europea es que se puede poner en riesgo las inversiones. 

En parte comparto lo que dice la Comisión por una razón: cada país es dueño de hacer su mix energético siempre que cumpla con sus compromisos climáticos y de descarbonización. Por lo tanto, cada país puede decidir que tecnologías usa. Puede haber un país que quiera invertir en nucleares y tiene todo su derecho a hacerlo asumiendo sus riesgos, tanto de inversión o de precio. El arreglo del mercado va a ser para los 27. Entonces no puedo decirle a ese país: “Oiga, usted no remunera sus nucleares, que las acaban de construir hace cinco años, porque las mías las construimos hace 40 y ya están amortizadas”. Tengo que poner un elemento común para todos y que eso no limite inversiones.

¿Cree que con esta reforma del mercado eléctrico los consumidores van a notar mejores precios?

Ojalá te pudiera contestar que sí, pero ese es uno de los objetivos. Uno de los objetivos fundamentales es que si en el mercado poco a poco van introduciéndose fuentes de energía que son más baratas, el consumidor note que esas fuentes de energía son más baratas. Porque si no nos pasa lo siguiente, que ya pasó y que yo no quiero que pase, y que estamos viviendo en España: instalamos muchas renovables que a priori son mejores en precio, más asequibles, pero al mismo tiempo la gente pagaba más y eso significaba que la gente incluso se vuelve en contra de las renovables. Yo creo que a medida que entran renovables en el sistema, la gente tiene que notar menos precios y vamos a tratar de que esto sea así.

Pero, ¿y eso cómo se va a conseguir? Porque al final sigue teniendo más peso el sistema marginalista y está en el que la energía más cara marca el precio final.

Bueno, esa es la parte marginalista del mercado mayorista. Pongamos como ejemplo que el 80% de la energía está en el mercado mayorista y el 20 está en contratos bilaterales, en otras herramientas. Ahí el mercado mayorista es el que da la mayor señal de precios, pero si yo estimulo que ese mercado más estable, le robe espacio y volumen al mercado mayorista, la señal de precio de mercado mayorista va a ser menos importante y eso va a contribuir en que los precios sobre todo sean más estables y que a medida que entren renovables sean más baratos. Es una teoría bastante acertada. 

¿No se va a acabar con el marginalismo?

Me gustaría proponer algo diferente al marginalismo, y buscaremos intentarlo pero no vemos mayorías suficientes, a día de hoy, en el Parlamento Europeo. 

¿Qué plazos se marca el Parlamento para tener una posición? 

Los plazos están bastante acotados. El 22 de mayo tenemos que presentar al resto de ponentes en comité nuestro borrador y en julio está previsto que se vote en el Comité de Energía y que se vote en el Pleno de septiembre para que, a partir de ahí, se comience la negociación en trílogos. Nos gustaría acabar en este año, con la presidencia española a ser posible. Si no es posible, desde luego sí que es prioritario, y esto es un objetivo de todas las instituciones europeas (Parlamento, Consejo y Comisión) es acabarlo antes de que remate esta legislatura, es decir, en febrero del año que viene como muy tarde. 

España se había marcado como objetivo de la Presidencia la reforma del mercado eléctrico, ¿lo ve factible dado que Alemania ha dicho que no corre tanta prisa? 

Bueno, dependerá de si la reforma le gusta más o menos a Alemania. Creo que todos los países son conscientes de que es mejor acabarlo antes de que pase otro ciclo más de invierno, porque va a dar también serenidad al mercado. Imagina que se vuelven a repetir los elementos de precios elevados, porque hay que ahora rellenar otra vez los depósitos de gas, China se incorpora otra vez porque está fuera del covid y vuelve otra vez su industria a funcionar. ¿Qué puede pasar si volvemos a ver estos precios elevados? Volverá a haber presión sobre los políticos y también sobre los gobiernos de los estados y la inacción es más peligrosa para los gobiernos que una reforma del mercado eléctrico que modere los precios. Por tanto, dejar pasar el tiempo también puede ser peligroso.

Ha dicho que dependería de si a Alemania le gusta la reforma. Por el momento, la propuesta de la Comisión le gusta tanto a Alemania como a las empresas eléctricas. ¿Es un punto de partida negativo para usted de cara a empezar la negociación?

Más que negativo es estimulante. Si yo quiero una reforma que vaya un poquito más allá, sea más profunda y más ambiciosa de lo que dice la Comisión, tendré que trabajar para convencer a los grupos políticos, también a los stakeholders, en este caso las industrias, y cómo no, también a Alemania. Trataremos de convencerlos por la vía de la razón y los argumentos para que traten de ir un poquito más allá. No puede ser que no demos soluciones ahora y luego haya que volver a abrir este melón otra vez. 

¿Que el grueso de la negociación vaya a estar en manos de un socialista en el Parlamento Europeo y de la presidencia española, por tanto, también en manos socialistas, allana el camino para conseguir esa mayor ambición?

Los vericuetos y los caminos son tortuosos. Cuando presides el Consejo, debes tender más hacia la neutralidad. Y en el Parlamento yo represento a un grupo político, no sólo a mi país, con lo cual tengo que tener a mi grupo siempre conmigo. Desde luego da influencia y sobre todo significa una cosa clara y es que a España se le escucha en el campo de la energía y la transición ecológica y tiene influencia. Vamos a hacer todo lo posible para que sea una reforma beneficiosa para la gente de todos los estados miembros y que, por consiguiente, también sea beneficioso para España, pero una reforma europea. 

La crisis energética, el cambio climático, la necesaria transición energética y ahora también el Tribunal de Cuentas de la UE constatan el fracaso del mercado energético en Europa. Un informe de los auditores europeos señala la lentitud en los avances hacia un sistema común que no ha llegado pese a los intentos que comenzaron en la década de los 90 y apuntan a un mercado que “sigue regulado en la práctica por veintisiete marcos reglamentarios nacionales” en buena medida por los obstáculos que ha supuesto la “compleja arquitectura jurídica” diseñada desde Bruselas. 

“La UE ha hecho pocos avances en su objetivo de conectar los mercados de la electricidad y garantizar así el acceso a energía barata para empresas y ciudadanos”, concluyen los examinadores en un informe en el que reconocen que los 27 se han saltado sus propios plazos. “En 1996, la UE emprendió un proyecto complejo para integrar plenamente los mercados nacionales de la electricidad”, recuerda el texto en referencia al proceso con el que los estados trataron de liberalizar el mercado y acabar con los monopolios.

“El objetivo era ofrecer los precios más baratos posibles de la electricidad a los consumidores y aumentar la seguridad del suministro energético de la UE. Sin embargo, casi diez años después de la fecha prevista para finalizar el proyecto, 2014, el mercado sigue regulado en la práctica por veintisiete marcos reglamentarios nacionales”, resume la institución en una nota.

“Los precios mayoristas difieren mucho entre Estados miembros y los precios al por menor siguen estando fuertemente influidos por los impuestos nacionales y las tarifas de red, en  lugar de estar abiertos a la competencia”, argumenta el Tribunal de Cuentas, que ha analizado el periodo entre 2015 y 2021, aunque según fuentes de la institución el pasado año no se produjeron cambios estructurales que modifiquen esas conclusiones, a pesar de las medidas de emergencia adoptadas con la crisis energética. 

En buena medida, los auditores de la UE consideran que el problema radica en la complejidad normativa que regula el mercado eléctrico. De hecho, asegura que las directivas no han sido plenamente establecidas en el conjunto del continente. 

El informe del Tribunal de Cuentas llega hasta cierto punto tarde dado que la UE está trabajando ya en la reforma del sistema energético, a pesar de las reticencias que hasta hace poco más de un año tenían tanto la Comisión Europea como algunos estados. España ha sido uno de los países que más ha demandado cambios en el mercado energético desde septiembre de 2021. Inicialmente se topó con un portazo en Bruselas, pero el gobierno comunitario se vio obligado a cuestionar por primera vez la “estructura del mercado eléctrico” en junio del pasado año, en plena escalada de precios. A partir de ahí, se abrió a intervenirlo. 

Bruselas puso en en marcha la semana pasada una consulta pública sobre la reforma de la configuración del mercado de la electricidad de la Unión Europea con la que pretende “proteger mejor a los consumidores frente a la excesiva volatilidad de los precios, apoyar su acceso a una energía segura procedente de fuentes limpias y aumentar la resiliencia del mercado”. La intención es que el gobierno comunitario haga una propuesta en marzo. 

“El sistema actual ha ofrecido durante muchos años un mercado eficiente y bien integrado que ha permitido a la UE aprovechar los beneficios económicos de un mercado único de la energía, ha garantizado la seguridad del suministro y ha estimulado el proceso de descarbonización. Sin embargo, el sistema también ha mostrado algunas deficiencias. En la actual crisis de precios elevados y volátiles de la electricidad, la carga económica ha recaído en los consumidores finales”, admite la Comisión, que pondrá ahora el foco en “reducir la dependencia de las facturas de electricidad del precio a corto plazo de los combustibles fósiles e impulsar el despliegue de las energías renovables”, “mejorar el funcionamiento del mercado para garantizar la seguridad del suministro y utilizar plenamente alternativas al gas, como el almacenamiento y la respuesta de la demanda”, “reforzar la protección y el empoderamiento de los consumidores” y “mejorar la transparencia, la vigilancia y la integridad del mercado”.

Los 27 han comenzado a enviar ya sus propuestas a la Comisión. España aspira a que se permita permita imponer precios fijos a largo plazo para la energía nuclear e hidráulica, de forma que se eviten los denominados beneficios caídos del cielo de estas tecnologías gracias al diseño actual del mercado marginalista, en el que el precio de mercado lo determina la oferta más cara que permite satisfacer la demanda.

El Tribunal de Cuentas tiene expectativas en que esa reforma acabe con las “insuficiencias” que ha detectado durante su análisis. Entre las recomendaciones que hace a los legisladores plantea que se reevalúen las normas que “rigen la formación de los precios mayoristas de la electricidad, en vista de la crisis energética actual y del aumento de las energías renovables” y que se establezcan otras que “incentiven la flexibilidad de la demanda”. También pone el foco en la necesidad de mejorar la capacidad de supervisión del funcionamiento del mercado reforzando a la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER).

España reclama a la Comisión Europea que el esfuerzo inversor para salvar a la industria vaya más allá de 2026, que es el plazo en el que los fondos europeos que se aprobaron para encarar la crisis de la pandemia tienen que estar ejecutados. Así lo recoge el Gobierno de Pedro Sánchez en un documento de trabajo que envió el miércoles a Bruselas de cara a la negociación del plan de los 27 para hacer frente a la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) de Estados Unidos. Las prioridades para incrementar la competitividad de la economía europea pasan para España por la reforma del mercado eléctrico e impulsar “sectores clave” como los semiconductores, el vehículo eléctrico o las energías renovables que permitan avanzar, además, hacia una autonomía estratégica que está lejos en el continente frente a la competencia con China o EEUU.

“La reforma del mercado eléctrico es una prioridad máxima porque aborda la principal desventaja competitiva de la industria europea”, señala España, que quiere liderar ese debate y ha preparado ya una propuesta en la que plantea precios fijos para nuclear e hidráulica que eviten sus beneficios caídos del cielo. El Gobierno critica el actual modelo en el que los precios se disparan y hay una gran volatilidad que lleva a poner en marcha programas de ayuda “caros e insostenibles”. Por eso reclama dar “señales correctas” a los inversores y anticipar los beneficios de la transición energética. También menciona la necesidad de alcanzar un acuerdo para las reglas fiscales de manera que los gobiernos y los mercados tengan certezas en los caminos de la reducción de deuda a la hora de asegurar flujos sostenidos de inversión.

Si la reforma del mercado eléctrico es una de las discusiones que la UE tiene por delante, quizás la más apremiante es la que tiene que ver con la respuesta concreta que se da al plan proteccionista de Joe Biden y a la que ha llegado dividida. Países como Alemania apuestan pro emitir deuda mientras otros tienen reticencias a basar el plan en ayudas. “La inversión masiva pública y privada es necesaria para llevar a cabo los objetivos del Plan de Recuperación y asegurar una ventaja en sectores clave”, recoge el documento español, que cita los semiconductores, el vehículo eléctrico y las energías renovables entre los aspectos clave de esos planes.

Lo que defiende España es que se mejoren los procesos para acceder a las ayudas de Estado -y a los fondos europeos- para agilizar su inversión y que el marco de actuación sea limitado en el tiempo y dirigido a sectores concretos. Es una idea que repite en el documento remitido ahora a Bruselas: “Las normas para las ayudas de Estado deben proporcionar un procedimiento acelerado para los proyectos estratégicos del plan de recuperación y los sectores clave, que aportan gran autonomía estratégica, tecnológica, y energética, como las energías renovables, los semiconductores o los vehículos eléctricos”.

Más allá de facilitar el acceso, España quiere que las ayudas vayan más allá del periodo inicialmente fijado para los 140.000 millones de los Next Generation EU, que tienen que estar invertidos para 2026. De hecho, la intención del Gobierno es ampliar el plazo para la ejecución del PERTE del vehículo eléctrico, que caduca en mayo de 2025. Un margen que inquietaba a la patronal del sector. “Puedo anunciarles que estamos en una negociación con la Comisión Europea, que está teniendo resultados, y vamos a ampliar el Perte, de forma que las inversiones tengan más tiempo en su desarrollo, probablemente nos podamos ir a finales de 2027 incluso 2028”, declaró este viernes la ministra antes de asistir a la Conferencia Sectorial de Turismo, informa Servimedia.

El Gobierno de Sánchez da la bienvenida a las líneas generales de la propuesta que esbozó la semana pasada la presidenta de la Comisión, Ursula von der Leyen, respecto del plan que Bruselas pretende dar a conocer formalmente el 1 de febrero y que los líderes de los 27 discutirán en una cumbre prevista para los días 9 y 10 de ese mes.

Entre las medidas que Von der Leyen esbozó estaban la apuesta por una alianza con EEUU y otros socios estratégicos para las materias primas, una ley de emisiones cero para planificar la tecnología limpia europea hasta 2030 y un marco temporal para las ayudas de Estado. “Damos la bienvenida a la reforma del marco de ayudas de Estado para que preserven el mercado único, sean temporales y ambiciosas en sectores estratégicos para la transición verde y digital”, señalan en el Gobierno.

La preocupación de España y otros países es que se rompa el mercado único porque unos países tengan más capacidad de salvar a su industria que otros. Por eso, entre las exigencias de España es que el marco de ayudas temporal incluya criterios transparentes que “evite distorsionar” la igualdad de oportunidades de los estados miembros, que se financien proyectos estratégicos de empresas de al menos dos países europeos o que se limite a determinados sectores, entre otros.

Por ahora, el borrador de las conclusiones del Consejo Europeo recoge la necesidad de hacer los procedimientos para acceder a las ayudas de Estado “más simple, más rápido y más predictivo” y menciona específicamente los Proyectos Importantes de Interés Común Europeo así como la “flexibilidad” de los fondos actualmente existentes. Para garantizar la “solidaridad”, el documento recoge como herramienta de éxito a tener en cuenta para este desafío los fondos SURE, la herramienta que se creó durante la pandemia para financiar los ERTE.

Desde 2021 se ha producido una subida histórica de las tarifas de la luz, que han pasado de los 50 euros de principios de año a superar en algunas ocasiones los 500 euros. Ante esta situación, el Síndic de Greuges de Barcelona (equivalente al Defensor del Pueblo) ha actuado de oficio para analizar las consecuencias y el alcance de la pobreza energética en la ciudad. Como consecuencia, publica, en el marco del Día Mundial del Ahorro de Energía (21 de octubre), un informe en el que insta a que el acceso a la energía sea considerado un derecho humano.

“Estamos muy preocupados por el alarmante aumento de precios y, como no tenemos competencias para intervenir en las empresas, la única solución es considerar la energía como derecho humano”, ha afirmado el Síndic David Bondia en la presentación del informe, elaborado conjuntamente con Ingenieros Sin Fronteras (ISF). Según el defensor, hace falta un cambio de paradigma y dejar de considerar que los ciudadanos son clientes, para entenderlos como titulares del derecho a los suministros básicos a precio asequible. “Hasta ahora, la energía se ha considerado un bien de mercado sujeto al lucro y eso debe cambiar”, dice Bondia.

A pesar de que el de la energía no es un derecho reconocido explícitamente por ningún instrumento internacional de derechos humanos, el Síndic considera que se trata de un bien esencial, más allá de ser una mercancía. “Ante la creciente crisis económica y climática, no podemos esperar otra cosa que un incremento de la pobreza energética. Por eso, debemos garantizar un servicio que llegue a todo el mundo y, en especial a los hogares vulnerabilizados”, ha expuesto Eva G. Chueca, adjunta a la Sindicatura de Barcelona.

Medidas ante una crisis energética en aumento

Desde la defensoría, han reconocido que diversas administraciones locales, autonómicas y estatales han llevado a cabo medidas para paliar los efectos de la crisis energética, pero las consideran insuficientes. “Se basan en el asistencialismo. Consideran que el problema es coyuntural y no estructural”, ha dicho Bondia. En la línea, ha recordado que, desde el punto de vista jurídico, el contenido de un derecho no es el bien garantizado, sino la obligación que tiene alguien, en este caso la administración, de garantizar este derecho.

Por ello, Bondia ha criticado los oligopolios energéticos que concentran el control sobre la energía, “con el beneplácito de las administraciones” y ha querido poner el foco en las competencias y retos del Ayuntamiento de Barcelona, como ente que puede ayudar a garantizar este derecho. Para conseguirlo, la Sindicatura ha propuesto 20 recomendaciones al consistorio, tales como aumentar las campañas de sensibilización y recuperar la presencialidad en la atención de los Puntos de Asesoramiento Energético (PAE).

Estas oficinas dan atención a la ciudadanía para combatir la pobreza energética, ayudando a las familias a acceder a los derechos que prevé la legislación, tales como el bono social o las tarifas reducidas. La atención ha ido en incremento desde su creación, en 2012, viviendo un pico después de la pandemia, cuando se pasó de 13.351 personas en 2020 a 19.222 en 2021. Pero, a pesar de eso, la atención presencial no se ha recuperado del todo. “Es imprescindible que haya las menos barreras posibles para acceder al asesoramiento en materia energética, porque lo que se nos viene encima va a ser muy grave”, ha alertado Bondia.

Igualmente, también ha recomendado a Barcelona que avance en la transición energética. Si bien el consistorio ha asegurado que el 100% de su suministro eléctrico proviene de fuentes renovables, desde la Sindicatura se ha recomendado que la comercializadora energética municipal Barcelona Energia siga el mismo camino y sólo suministre a sus clientes energías verdes. Esta empresa pública fue creada en 2019 para garantizar que la electricidad fuera tratada como un bien básico y no de mercado. Pero en 2021 a penas contaba con 2.500 clientes, a penas un 12,5% del objetivo inicial. Preguntado por el desarrollo de esta empresa, Bondia ha dicho que, aunque es importante que aumente en contratos, es más importante que “se mantenga como empresa pública para que siga protegiendo a sus clientes”.

Por otro lado, otra de las recomendaciones al consistorio es que recorte el suministro eléctrico. Para ello, ha instado a realizar una inversión para la rehabilitación de viviendas y equipamientos -públicos y privados- y garantizar el autoconsumo mediante la instalación de placas fotovoltaicas. “Es importante que esto se haga de manera transversal y que llegue a todo el mundo, porque si sólo se hace en ciertos barrios, podría aumentar el valor de las viviendas y acabar en gentrificación y expulsión de los vecinos”, ha alertado Chueca.

Igualmente, estas medidas deberían ir acompañadas de una auditoría a las grandes empresas energéticas “para que se corresponsabilicen de la crisis energética y evitar que obtengan beneficios mientras miles de familias caen en pobreza”, ha dicho Bondia. Así mismo, considera importante que la ciudadanía sea consciente del malbaratamiento energético y propone realizar una auditoría, también, a los consumidores, para poder identificar cuál es el gasto básico y aumentar el precio cuando el consumo supere ese lindar.

“Es muy importante entender que, si decimos que la energía es un derecho humano, lo es para toda la ciudadanía, no sólo para aquellos que sufren pobreza energética. Hay que garantizar que todo el mundo tenga acceso a los servicios, independientemente de su condición económica”, afirma Bondia. El Síndic es consciente de que conseguir que la energía sea considerada un derecho humano es una tarea ingente, una especie de lucha de David contra Goliath y, a pesar de que ni la Sindicatura ni el Ayuntamiento tienen la capacidad de que esta pretensión se haga realidad, se muestra optimista. “La consecución de los derechos humanos surge de la ciudadanía y la capacidad de lo local de incidir en políticas internacionales es inmensa”.