LA NUEVA REGULACIÓN EUROPEA SOBRE LOS MERCADOS DE ELECTRICIDAD[1].

Antonio Jiménez-Blanco

Catedrático de Derecho Administrativo de la UPM. Counsel de A&O Shearman

I. Planteamiento

El presente trabajo tiene por objeto las siguientes dos disposiciones, publicadas en el DOUE el 26 de junio:

– Reglamento (UE) 2024/1747 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, por el que se modifican los Reglamentos (UE) 2019/942 y 2019/943 en relación con la mejora de la configuración del mercado de la electricidad de la Unión.

– Directiva (UE) 2024/1711 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, por la que se modifican las Directivas (UE) 2018/2001 y (UE) 2019/944 en relación con la mejora de la configuración del mercado de la electricidad de la Unión.

Unas palabras -reiteradas- por cierto muy expresivas: hay, sí, mercado, pero resulta que tiene una “configuración”, que además resulta objeto de “mejora”. Un reconocimiento de que no estamos ante algo espontáneo y sólo gobernado por la mano invisible de la que habló Adam Smith.

A su vez:

1) El Reglamento es de la siguiente estructura:

– Art. 1: Modificaciones del Reglamento (UE) 2019/942.

Arts. 2, 3, 4, 5, 6 y 15.

– Art. 2: Modificaciones del Reglamento (UE) 2019/943.

Arts. 1, 2, 7, 7 bis, 7 ter, 8, 9, 18, 19, 19 bis, 19 ter, 19 quater, 19 quinquies, 19 sexies, 19 septies, 19 octies, 19 nonies, 21, 22, 37, 50, 57, 59, 64, 69 y 69 bis.

– Art. 3: Entrada en vigor.

2) Por su lado, la Directiva versa sobre lo siguiente:

– Art. 1: Modificación de la Directiva (UE) 2018/2001.

Art. 4.

– Art. 2, Modificaciones de la Directiva (UE) 2019/944.

Arts. 2, 4, 6 bis, 11, 15 bis, 18 bis, 27, 27 bis, 28 bis, 31, 33, 59, 66, 66 bis y 69.

– Art. 3: Transposición.

– Art. 4: Entrada en vigor.

– Art. 5.

Hasta aquí, la estructura de ambas normas. Por sus hechuras, estamos en ambos casos por tanto ante algo parecido a esas disposiciones “ómnibus”, que, de una tacada, inciden sobre varios cuerpos normativos preexistentes. No se trata aquí de exponer en detalle el contenido de todo ello y lo que con estas líneas se pretende es únicamente ofrecer al lector, al que se supone un cierto grado de conocimiento previo de los nada sencillos asuntos del kilovatio, unas ideas para orientarse si es que se atreve al estudio directo de los textos.

En su momento iremos a los contenidos o al menos a aquellos que resultan más relevantes. Pero antes hay que hacer alguna reflexión de orden general.

El Art. 3 del Código Civil contiene, como es notorio, los llamados “cánones de interpretación” de las disposiciones. Menciona, entre otras cosas, los antecedentes históricos (aquí, las citadas normas de 2019 que, apenas unos años más tarde, se trata de modificar), la realidad social del tiempo (que en la energía significa sobre todo realidad tecnológica, económica y aun geopolítica, que, para más inri, constituye asunto cada vez más inestable) y, por encima de todo, el espíritu y finalidad de las tales normas, que en este concreto caso consiste sobre todo en contener -y estabilizar- los precios de la electricidad para el consumidor final, sea doméstico o industrial, para que no sufra los sobresaltos de los años 2021 y 2022. Y siempre teniendo en cuenta que las cosas hay que verlas en su contexto: su sazón, que diría Cervantes.

En el bien entendido de que estamos ante reglas propias de este tiempo postmoderno  (Lyotard) que nos ha tocado vivir, en el que las emociones -y la postverdad- prevalece sobre cualquier otra consideración: la sociedad del espectáculo de Guy Debord. Se ha dicho que el arte de gobernar no consiste ya en gestionar unos recursos, sino que más bien se trata -es el oficio de los spin doctors– de buscar un relato que justifique cada decisión, hoy una y mañana quizá la inversa: la “story-telling”, o el “narrative”, y siempre manipulando la semántica e incluso retorciéndola, porque se sabe que, como bien explicó Víctor Kemperer, el lenguaje crea realidad. Y si eso sucede para gobernar, lo mismo ocurre cuando se trata de legislar: los componentes propagandísticos de las normas -la clase política vive en permanente campaña electoral- resultan tan importantes como los propios contenidos o más. En España y por doquier.

Siendo todos muy conscientes de que, por muy poderosos que los Gobiernos y los Parlamentos se crean que son (y lo proclamen a voz en grito), la realidad es que los precios de ese producto tan sensible como es la electricidad acaban siendo consecuencia o resultado de factores exógenos e irreductibles, lo sean tecnológicos, climáticos, de política monetaria o de lo que sea: todo lo que recoge ese gran depósito de información que son los índices de los mercados internacionales, como sucede, para el gas, el TFM de Holanda. Son circunstancias inexorables -para el gobernante de turno, la necessità, en el sentido de Maquiavelo- y que se imponen sobre las banderas con las que suelen revestirse los discursos de la derecha y de la izquierda, que siguen creyéndose aquello de la omnipotencia del legislador, idea entendida, según explicó Carl Schmitt, como secularización de un previo concepto teológico. Y es que, por si alguna duda seguía quedando, los acontecimientos que han precedido al Reglamento de 2024 terminan poniendo de relieve con crudeza que el que de verdad manda es algo tan ingobernable como el viento, que sopla de poniente o de levante según su real gana y se ríe de los designios -a veces, con sesudos estudios detrás- de los hacedores de productos intelectuales con destino al Boletín Oficial de turno: cuando hablamos de smart regulation -es decir, que el autor de las normas goza de lo que el propio Maquiavelo llamaba la virtú– no estamos pensando en un legislador inteligente sino sólo en uno listillo, que en cada momento se las apaña para ponerse en la postura más conveniente según las circunstancias: o sea, lo propio de esos individuos a los que los modernos atribuyen el honor de ser llamados gurús.

Y eso sin contar con las veces en que una medida política -bienintencionada, por supuesto- acaba siendo no ya inútil sino incluso contraproducente, perjudicando a aquellos (típicamente, los consumidores de electricidad, pero también los que han invertido dinero en poner plantas de producción con fuentes renovables) a quienes pretendía beneficiar. Como bien decía Borges, la “maquinaria de la causalidad” resulta compleja y no es nada fácil conocer sus mecanismos. Veremos algunos ejemplos a lo largo del texto.

Los precios de la electricidad son, en efecto, y se quiera o no, consecuencia de otros muchos factores. Consecuencia y, por supuesto, también causa de otras cosas: sus efectos se trasladan en cadena a todo. En esencia, inflación, con la inevitable secuela de empobrecimiento de unos –los consumidores finales- y enriquecimiento de otros. Es lo que sucede en las guerras, desatándose siempre por cierto el debate sobre la necesidad de establecer medidas compensatorias, gravando a los segundos para beneficiar a los primeros.

Y otra cosa: es una norma, sí, de su tiempo (es decir, post-moderna), pero también, y en clara contradicción con lo anterior, una disposición en cierto sentido desubicada, porque nace para contener los precios, siendo así que en la recién concluida primavera de 2024, en España, lo que se está experimentando es justo lo inverso: unos preciso demasiado bajos (15 Euros de media en abril y 30 en mayo: el doble, pero todavía insuficiente), aunque en los primeros veintitrés días de junio se ha alcanzado una media de 51,48.

Un dato aún más expresivo al respecto: durante marzo y abril, ha habido precios cero durante el 27 por ciento de las horas.

¿Es un fenómeno estructural? ¿Cuáles son las causas? Lo veremos al final del texto.

II. Los precedentes

No hace falta recordar algo tan notorio como que la integración europea (en la que se pretende que las decisiones se adopten por el llamado “método comunitario”, es decir, por consenso y sin imposiciones partidistas: la idea fuerza del gran Jean Monnet) empezó precisamente por materias energéticas -el carbón y el acero- en 1951, o sea, hace más de setenta años. Y también podemos hacer gracia de entrar al comentario de lo que sobre el asunto establece desde 2009 el TFUE en el Art. 194, en cuyo apartado 1 proclama los objetivos de “la política energética de la Unión”, que son los cuatro siguientes:

 a) Garantizar el funcionamiento del mercado de la energía.

 b) Garantizar la seguridad del abastecimiento energético en la Unión.

 c) Fomentar la eficiencia energética y el ahorro energético así como el desarrollo de energías nuevas y renovables; y

 d) Fomentar la interconexión de las redes energéticas.

 Y con un apartado 2 que habilita para dictar medidas de derecho derivado, aun advirtiendo que las mismas “no afectarán al derecho de un Estado miembro a determinar las condiciones de explotación de sus recursos energéticos, sus posibilidades de elegir entre distintas fuentes de energía y la estructura general del abastecimiento energético”. Una salvedad muy importante a la expansión de las competencias de Bruselas. Y, es que, como veremos con la exposición de lo hecho por España, aquí los Estados siguen pintando mucho.

Tampoco será necesario explicar el marco general: libre circulación de mercancías (“mercado interior”), aproximación de las legislaciones -Art. 114- y, muy en particular, control riguroso de las ayudas de Estado: lo que en el TFUE son los Arts. 107 y 108. Y sabiendo que en el camino de la integración no hay, en teoría, marcha atrás: caben, sí, parones, pero nunca reversiones: “una unión cada vez más estrecha”.

En fin, resulta indiscutible que el ordenamiento europeo -originario o derivado- goza de primacía sobre los nacionales. Conocemos lo que establece el Art. 258: si la Comisión considera que un Estado miembro no cumple alguna de sus obligaciones conforme a los Tratados, pondrá en marcha de manera implacable el procedimiento establecido en ese precepto, que puede dar lugar a un Dictamen motivado (una suerte de requerimiento o denuncia) y, si lo que recibe es desatención, a una acción ante el TJUE, cuya Sentencia, caso de contumacia en la rebeldía, terminará nada menos que en multas coercitivas contra tan recalcitrante incumplidor. Un panorama terrorífico y que, como es obvio, está concebido para disuadir a quien tenga la ocurrencia de desafiar la tal primacía.

Como es sabido, las palabras “mercado interior de la electricidad” -no será por falta de ambición- hicieron su aparición en el derecho derivado hace casi treinta años, con la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el tal mercado interior. El título era engañoso o al menos equívoco: lo que se pretendía era que, dentro de cada uno de los Estados miembros, las redes -de transporte y de distribución, naturalmente monopolísticas- fueran accesibles a cualesquiera productores y también que los precios que percibieran éstos no obedeciesen a una decisión imperativa del poder político de turno, las tarifas (en el sentido integral del término, no el de los precios para los consumidores de menos fuste). Un mercado mayorista, así pues, bien que objeto de regulación, y  estableciendo su carácter marginalista, o sea, con extensión a todos los generadores, para bien o para mal, de lo que en cada momento valga la producción con la fuente primaria más cara, el gas: el famoso pool(literalmente, piscina) o spot (de ahí viene, por cierto, el calificativo de tecnologías inframarginales: todas las que no producen a los precios más altos).

Todo eso, se insiste, en el interior de cada uno de los Estados, porque entre ellos faltaba el elemento esencial de las comunicaciones, lo que se llama la interconexión (de las tales redes), de suerte que el mercado interior (único) quedaba para mejor ocasión, algo que resulta particularmente cierto en España y en general en la península ibérica, porque los Pirineos siguen siendo una muralla poco menos que infranqueable: del objetivo del 15 por ciento para 2030 sabemos que no se va a cumplir. Y, según suele suceder en una realidad dinámica como es el proceso de integración, empezando por una norma, como es la Directiva, que, por el Art. 288 del TFUE, se limita a establecer los fines a alcanzar, pero dejando a las autoridades nacionales cosas tan importantes como la forma y los medios a emplear para acabarlos consiguiendo. En eso consistió en esencia el llamado “primer paquete”, el de 1996.

Y con posibilidad, como parte de la regulación, de que los Estados miembros impongan obligaciones de servicio público, con una amplitud impensable en cualquier otro sector

Recuérdese que los aires liberalizadores de la Directiva de 1996 llegaron a España al año siguiente: Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico (la primera con ese nombre). En su Exposición de Motivos -un texto corto e incluso lacónico, como se estilaba entonces- se afirmó lo siguiente:

“En la generación de energía eléctrica, se reconoce el derecho a la libre instalación y se organiza su funcionamiento bajo el principio de la libre competencia. La retribución económica de la actividad se asienta en la organización de un mercado mayorista. Se abandona el principio de retribución a través de unos cortes de inversión fijados administrativamente a través de un proceso de estandarización de las diferentes tecnologías de generación eléctrica”.

 De ahí, en previsión de que el precio de mercado se quedase por debajo de lo inicialmente pensado, los Costes de Transición a la Competencia de la Disposición Transitoria Sexta. Pero cerremos el paréntesis patrio y volvamos a Bruselas.

El legislador continental se mostró activo en los años posteriores, ya en el siglo XXI. Con el mismo nombre de mercado interior de la electricidad, como si de verdad fuese uno, se fueron aprobando las Directivas 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 26 de junio de 2003 (“Segundo paquete”) y 2009/72/CE, también de ambas instituciones, de 13 de julio (“Tercer paquete”). Las “autoridades reguladoras” -en plural- eran por supuesto las nacionales, aunque con un ensayo de confederación en la llamada ACER, creada en el mismo 2009 por el Reglamento 713, de 13 de julio: son las siglas de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía.

 También resulta relevante, pese a lo modesto de su rango y lo (teóricamente) limitado de su alcance, el Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones.

Ni que decir tiene que esos mercados nacionales y marginalistas descansaban de hecho sobre la base de un proveedor de gas fiable y barato, que no podía ser sino Rusia. En Moscú se depositaba tal confianza que no se entendió necesario establecer dispositivos para escenarios de excepción, pese a que en el TFUE existe -Art. 122- una prevención específica para cuando el suministro de energía se complicase. Al legislador europeo, no se le pasó por la cabeza que pudieran existir cisnes negros y, menos aún, que vinieran del Este, porque todos sabemos -los alemanes, más que nadie: recuérdese el Tratado de Rapallo de 1922- que los eslavos son gente muy buena. Es como si, en la Constitución Española de 1978, no existieran los Arts. 116 (estados de alarma, excepción y sitio) y 155 (ejecución del Estado contra las Comunidades Autónomas). No quiere uno ni pensarlo.

Y siempre con el presupuesto que no vale igual cualquier electricidad, porque sucede que nos encontramos en la era de la descarbonización, lo que exige, de entrada, subvencionar a los nuevos productores: los famosos support schemes, a articular por cada uno de los Estados, de la Directiva 2001/77/CE, de 27 de septiembre, y luego de la Directiva 2009/28/CE, de 23 de abril. En ambos casos, del Parlamento y del Consejo, una vez más. Sabiendo, eso sí, que estamos ante tecnologías -aquellas cuyas fuentes primarias son renovables: el sol, el viento o el agua- que tienen la ventaja de no ser emisoras de gases de efecto invernadero pero, en revancha, el serio inconveniente de no ser gestionables, porque el sol, el viento o el agua dependen de algo tan caprichoso y de humor cambiante como la naturaleza. Nada es perfecto.

 Y sabiendo todos igualmente que, para descarbonizar, la tarea de ayudar a los productores de electricidad tampoco resulta suficiente, porque los mercados tienen dos caras -como las tijeras disponen de dos hojas, la de arriba y la de abajo, sin que sobre ninguna de las dos- y sucede que de la demanda (y, antes, del transporte y distribución de lo fabricado) hay que ocuparse también.

III. Las normas europeas de 2019: breve síntesis de su contenido.

La legislatura continental de 2014-2019 puso precisamente esos beatíficos propósitos en el lugar principal del orden del día y de ahí las disposiciones que se terminaron aprobando al final de la misma, en junio de 2019 (serían el “cuarto paquete”, aunque se omitió ese calificativo). Desde el punto de vista formal, lo más relevante es que el contenido de las normas sobre el mercado interior de la electricidad (hasta entonces, en Directivas) se desdobló, sin saberse muy bien en base a qué criterio, entre un Reglamento (el 943) y una Directiva (la 944), a lo que se añade otro Reglamento, el 942, específico para la ACER. Y (de nuevo, lo más importante de todo) sin normas para casos de excepción: como si los tales cisnes negros fuesen, se insiste, criaturas de mera ficción.

Unos pocos meses antes se había aprobado una nueva Directiva de fomento de renovables: la 2018/2001, de 11 de diciembre, fijando para 2030 ambiciosos objetivos de porcentajes para la cobertura de la demanda total de energía. Y, como en los anteriores, siempre con amplísimas mayorías en el Parlamento Europeo. Lo dicho: el método comunitario.

Un breve paréntesis para recordar algunos conceptos del Derecho romano y en particular la diferencia entre leges in aeternum latae (leyes perpetuas o con vocación de serlo) y leges mortales, las que, como cualquiera de nosotros, se deben a unas concretas circunstancias y por tanto nacen con fecha de caducidad. La distinción se desarrolló al hilo del debate sobre la derogación de la ley Oppia que en el año 215 antes de Cristo había impuesto severas limitaciones a la cantidad de oro con la que podían engalanarse las mujeres. Dos décadas más tarde se planteó la posibilidad de su derogación. Sucedió que los defensores de la continuidad (entre ellos, Catón el Viejo) entendieron que la norma debía calificarse entre las primeras, mientras que los que abogaban por la abrogación, con Valerio a la cabeza, elaboraron su discurso en base a la idea de que era disposición naturalmente perecedera. Finalmente, por cierto, acabaron triunfando estos últimos y en el año 195 la disposición fue enterrada: hay quien lo celebra un triunfo del Seminismo aunque quien realmente ganó fue el sentido de la realidad. Pero cerremos ahora esta pequeña excursión por la historia del derecho, que sólo interesa a los frikis de la vieja Roma. 

En esencia, las normas europeas de 2019 -volvamos a ellas- son, por así decir, continuistas con respecto a 1996, 2003 y 2009. Si acaso, podríamos destacar, dentro de la Directiva 944 de 2019, la posibilidad -Art. 5- de que, para algunos clientes, los domésticos, se fijen los precios -minoristas, por tanto- de suministro. En el caso de España se había tratado de lo establecido en el (previo a 2019) Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación. Con un índice basado en el mercado diario para impedir eso tan horroroso como es la especulación -y, al cabo, el encarecimiento, aunque sólo sea por tener que asegurar las cosas- que es consustancial a toda transacción a plazo, como sucedía hasta entonces con las subastas CESUR. El autor de la norma blasonaba al afirmar que “el nuevo mecanismo propuesto supondrá un ahorro para los consumidores que, con carácter general, no tendrán que hacer frente al pago del coste de aseguramiento en el precio de un producto negociado en un mercado de futuros”. Una enorme ventaja, bien que teniendo en cuenta que “a cambio, percibirán las variaciones de precio resultantes del distinto precio de la energía en cada momento”. En caso de subida de precio del gas en los mercados internacionales, el contagio al coste de electricidad para los consumidores españoles -los menos pudientes- sería inmediato.

De España hay que indicar que tiene otra singularidad y no precisamente para bien. En los últimos años, y a pesar de los severos recortes de 2013/2014, ha aumentado mucho la potencia instalada con fuentes renovables (sobre todo, de tecnología solar fotovoltaica), porque de hecho, y hay que celebrarlo, los incentivos han funcionado: en veinte años hemos pasado del 19 al 51 por ciento del total de electricidad producida, que se dice pronto. Pero no ha sucedido lo mismo, ¡ay!, con el porcentaje de electricidad dentro del consumo de energía, sobre todo en el sector industrial, donde el incremento ha sido sólo del 22 al 25 por ciento. La causa (o al menos una de ellas) se encuentra en la insuficiencia de redes y la mala regulación de lo relativo al acceso y la conexión. Luego iremos a ello.

IV. El cisne negro: verano de 2021

Donde -y cuando- menos se espera salta la liebre. En el verano de 2021, los precios del gas subieron en flecha y, en virtud del principio marginalista de los mercados nacionales de electricidad, se produjo el inmediato contagio a éstos. El derecho europeo, como sabemos, no contenía ningún mecanismo para atemperar las cosas y la Comisión -Comunicación Toolbox o “caja de herramientas” de 13 de octubre- mostraba su impotencia. Y es que, como bien dijo José Ortega y Gasset, toda realidad ignorada prepara su venganza.

Los Estados miembros se vieron en la tesitura de tener que ponerse al frente del timón aunque, a la hora de esquivar la primacía de ese ordenamiento tan deficiente, cada uno se buscó su propia manera de hacerlo.

Alemania, con una Hacienda saneada, mediante las ayudas públicas, sobre todo en favor de los consumidores industriales electrointensivos. Los Arts. 107 y 108 del TFUE no supusieron escollo alguno.

Francia no anda tan boyante pero tiene una empresa pública que es propietaria de gran parte del parque de generación. Y ya se sabe que una cosa es regular -o subvencionar- y otra muy distinta y mayor ser nada menos que el dominus negotii, el amo (y eso sin ponerle el adjetivo contundente que se ha hecho habitual).

España, ¡ay!, no tiene la caja de los alemanes ni tampoco las posesiones de los franceses y por eso, a la hora de incumplir las (incompletas) normas europeas -que, recuérdese, gozan teóricamente de primacía-, tuvo que hacerlo con modales más groseros: dictando normas para ir contra el marginalismo en la formación de los precios mayoristas, aunque, eso sí, intentando guardar mínimamente las formas al establecer que el hachazo se produciría ex post, minorando lo que se entiende un exceso, y no ex ante. Fue el Real Decreto-Ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas naturales en los mercados minoristas de gas y electricidad. Su Preámbulo, luego de recordar lo que es obvio (“La electricidad es una variable sistémica de la economía que afecta a familias, autónomos, empresas, industrias y a la economía en su conjunto” y sucede que “el precio de la electricidad está estrechamente ligado a la evolución de la cotización del gas natural en los mercados internacionales”), explica con las siguientes palabras lo que estaba sucediendo:

“Los elevados precios que se vienen produciendo en los últimos meses en el mercado mayorista de la electricidad están generando una creciente alarma social y son motivo de una evidente preocupación, dado el papel fundamental que la electricidad juega en las economías domésticas, con especial incidencia en aquellos colectivos más vulnerables, por lo que es necesario corregir esta situación que ponen riesgo la competitividad de nuestra economía e impacta negativamente sobre las economías domésticas.

Este incremento sostenido del precio de la electricidad en el mercado mayorista viene observándose desde el mes de febrero de 2021, momento en el que la electricidad marcó su mínimo anual en términos mensuales (el precio medio aritmético en dicho mes, según los datos del Operador del Mercado Ibérico Español –en adelante, OMIE–, se situó en 28,49 €/MWh), pero se ha visto claramente agravado en los últimos meses, alcanzándose unos niveles nunca antes vistos. Así, el 21 de julio de 2021 se batió el anterior precio máximo diario de la electricidad de la serie histórica desde la puesta en marcha del mercado ibérico de la electricidad en 2004, alcanzándose un valor de 106,57 €/MWh y, desde entonces, este precio se ha visto superado en numerosas ocasiones, siendo el último de estos precios máximos el correspondiente con el 13 de septiembre de 2021, donde el precio medio diario se ha situado en 154,16 €/MWh. De este modo, los meses de julio y agosto se han cerrado con unos precios medios aritméticos de 92,42 €/MWh y 105,94 €/MWh, respectivamente, lo que sitúa el incremento del precio mayorista de la electricidad en más de un 250 % desde aquel mínimo anual observado en febrero de 2021.” 

En ese contexto, el diseño marginalista muestra sus consecuencias más negativas:

“Esta situación se conjuga con un modelo de mercado marginalista, que viene determinado por la regulación europea, y que establece que todas las instalaciones de producción funcionando en una determinada hora perciben el mismo precio, correspondiente al ofertado por la última instalación que ha resultado casada para abastecer la demanda en dicha hora. Este diseño marginalista, entre otros, permite que las referidas señales de precios y externalidades funcionen, ya que las instalaciones más limpias y, en general, más competitivas, perciben unos mayores ingresos, lo que incentiva su instalación y entrada en el mercado, sustituyendo a las más contaminantes y, en general, menos competitivas.

 Sin embargo, en tanto no se produzca el desplazamiento definitivo de las centrales de generación que dependan de variables como la cotización del gas natural, la señal de precio seguirá siendo marcada por tecnologías emisoras (directamente o, de manera indirecta, por coste de oportunidad de otras tecnologías).

En este contexto, resulta evidente el diferencial entre costes de generación beneficios de instalaciones no emisoras e inframarginales. Y si bien esta circunstancia es el resultado natural del diseño marginalista del mercado antes expuesto, es imprescindible incorporar instrumentos regulatorios que, ante las excepcionales circunstancias de los mercados de materias primas, limiten de manera temporal el exceso de retribución obtenido por dichas instalaciones en detrimento de todos los consumidores.”

Pero, eso sí, se piensa que el problema no va a durar toda la vida: hasta marzo de 2022, nada más. En efecto:

“La situación del gas en los mercados internacionales tiene su origen, fundamentalmente, en desajustes entre la oferta y la demanda a consecuencia de una recuperación global más rápida de lo esperado que no ha sido acompasada con los mismos niveles de producción. Esta valoración viene refrendada por la cotización de los futuros de gas en los principales parqués internacionales de negociación del referido producto energético, donde se pueden observar unos valores de cotización similares a los observados en los últimos años (en promedio) y, por tanto, la medida a adoptar a este respecto, desde un punto de vista regulatorio, debe recoger este marcado carácter temporal, si bien el instrumento de minoración planteado guarda muchas similitudes en su esquema de cálculo a aquel confeccionado para llevar a cabo la minoración del CO₂.

Para ello, se regula la minoración de la retribución de las centrales inframarginales y no emisoras, por un importe proporcional al valor de la cotización del precio del gas natural en el mercado ibérico de gas. Además, la minoración de la retribución se aplicará únicamente a las centrales no emisoras en el territorio peninsular, quedando excluidas las instalaciones de generación que perciban un régimen retributivo específico (renovables, cogeneración y residuos).

Asimismo, también se excluyen las instalaciones de reducido tamaño (<10 MW) por razones de capacidad económica, teniendo en cuenta sus elevados costes fijos y menor rentabilidad inherentes a las instalaciones de menor tamaño.

Por otro lado, este instrumento resultará de aplicación únicamente hasta el 31 de marzo de 2022, momento en el cual se espera que la cotización del referido hidrocarburo haya vuelto a valores promedios observados en los últimos años. A mayor abundamiento, el propio instrumento de minoración establece un suelo en el precio del gas a partir del cual se aplica la medida de 20 €/MWh, valor que corresponde, aproximadamente, con el precio promedio del mercado ibérico del gas, MIBGAS, desde su puesta en funcionamiento de 2017, de tal forma que, si el precio del combustible resulta inferior a dicho umbral, la minoración de la retribución será nula.”

¿Cuál era el precio tope del gas que se consideraba por así decir tolerable? No se fijaba a punto fijo. Se trataba de un diferencial entre lo que en cada momento arrojara el mercado y 20 Euros por Kwh. 

¿Qué sucede con los contratos a plazo que, pocos o muchos, se habían firmado con anterioridad? El Real Decreto-Ley 17/2021, de 14 de septiembre, no había reparado en ellos, pero en seguida se cayó en la cuenta de que el mecanismo de minoración de la retribución no se les debía aplicar: Real Decreto-Ley 23/2021, de 26 de octubre, con efectos retrotraídos a 16 de septiembre.

Dos observaciones incidentales. Primera, la que tiene que ver con la velocidad que en aquella época alcanzó la motorización legislativa: en el arco temporal de poco más de un mes que va entre el 14 de septiembre y el 26 de octubre se aprobaron ¡siete! Reales Decretos-Ley. Y segunda, la que consiste en denunciar que si los pequeños consumidores españoles habían resultado particularmente dañados era porque el mecanismo diario establecido para ellos en 2014 -más arriba lo hemos explicado- se convirtió en un arma de multiplicación de los efectos más perversos de la volatilidad. Lo que se llama salir el tiro por la culata, dicho en lenguaje castizo.

¿Reaccionó la Comisión Europea a tamaño agravio al principio de primacía? Por supuesto que no. Era muy consciente de que unas normas como las de 2019, más por sus clamorosas omisiones que por lo que positivamente estableciesen, eran las responsables de la situación y que los Estados miembros -España, en particular- no podían quedarse quietos. A la severa debilidad del derecho frente a la cruda realidad -los hechos tozudos, que suele decirse- se añade una segunda debilidad, la del concreto derecho que pretende estar en la cúspide, el continental. Y es que los privilegios hay que ganárselos día a día. No basta con proclamarlos.

 Más aún: pudiendo pensarse que en la medida se emboscaba una ayuda de Estado (al menos, de la clase de las selectivas o discriminatorias), cabía poner sobre la mesa la necesidad, o al menos la conveniencia, de notificarla a Bruselas, conforme a los Arts. 107 y 108 del TFUE. Madrid no lo hizo. Y no pasó nada.

Para actualizar la información, digamos que la figura de la minoración de la retribución terminó extendiendo su vigencia (formal) mucho más allá del 31 de marzo de 2022, porque resultó objeto de sucesivas prórrogas (por ejemplo, mediante el Real Decreto-Ley 18/2022, de 18 de octubre) hasta llegar al 31 de diciembre de 2023, aun cuando la bajada de precios mayoristas del gas durante el año 2023 fue haciendo que la cuantía de lo recortado resultase cada vez más encogida.

Sobre su adecuación al ordenamiento europeo -porque el problema existe aunque Bruselas no quisiera verlo- quedan litigios vivos en la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional. Hay que estar expectantes.

Sin esos hechos de España de finales de 2021 no se entiende lo que ha terminado aprobándose en el continente en 2024. De ahí que haya sido necesario exponerlo con algún detalle.

  V. 2022: Las primeras reacciones europeas

 Llegó 2022 y los acontecimientos se precipitaban, de suerte que el legislador -que, como sabemos, siempre va a remolque o, si se prefiere, a rebufo- andaba el pobre con la lengua fuera, para decirlo de nuevo con palabras coloquiales. El 24 de febrero se consumó la invasión rusa de Ucrania -de nuevo, con efectos sobre el precio internacional del gas- y Europa pensó que a la mera actitud de tolerancia ante los incumplimientos había que ponerle un hasta aquí, dando entrada a una etapa donde las cosas (sobre todo, en relación con España) contaran con una presentación más aseada: que la infracción pasase a contar con algo así como un permiso oficial, una suerte de patente.

Hay que destacar una segunda comunicación de la Comisión, la de 8 de marzo, denominada RE Power: acción conjunta para una energía más asequible, segura y sostenible. Allí se anunciaba que la Comisión estudiaría todas las opciones posibles para aplicar medidas de emergencia que limiten el efecto de contagio de los precios del gas en los precios de la electricidad, como el establecimiento de límites temporales de precios.

Y otra el día 22, sobre seguridad de suministro y precios energéticos asequibles. Con inclusión, entre las alternativas de actuación que se están analizando, de la posibilidad de establecer limitaciones en lo que perciban aquellos generadores que utilizan combustibles fósiles, como una vía de abordar los altos precios y la volatilidad del mercado mayorista. En suma, se va cayendo en la cuenta de que, al menos en determinadas circunstancias, el carácter marginal de las mercados según las normas de 2019 acaba teniendo más inconvenientes que ventajas.

En el Consejo Europeo de 23 y 24 del mismo mes de marzo de 2022 se aprobó, en materia de energía, lo siguiente:

“El Consejo Europeo:

 a) invita a los Estados miembros y a la Comisión a continuar haciendo el mejor uso posible del conjunto de instrumentos pertinente, en particular el nuevo marco temporal sobre ayudas estatales en caso de crisis que será una excepción al statu quo limitada en el tiempo. Tal y como propone la Comisión, la adopción de medidas fiscales temporales o intervenciones reguladoras sobre los beneficios imprevistos puede ser una fuente útil de financiación nacional.

 b) encomienda al Consejo y a la Comisión, con carácter de urgencia, que se dirijan a las partes interesadas en materia de energía y debatan si las opciones a corto plazo presentadas por la Comisión [ayuda directa a los consumidores mediante bonos, bonificaciones fiscales o mediante un modelo de agregados/único comprador, ayudas estatales, fiscalidad (impuestos especiales e IVA), límite de precios, medidas reglamentarias como contratos por diferencia] podrían contribuir, y de qué manera, a reducir el precio del gas y a hacer frente al efecto de contagio en los mercados de electricidad, teniendo en cuenta las circunstancias nacionales:

 c) pide a la Comisión que presente propuestas que aborden eficazmente el problema de los precios excesivos de la electricidad y preserven al mismo tiempo la integridad del mercado único, manteniendo los incentivos para la transición ecológica, preservando la seguridad del abastecimiento y evitando costes presupuestarios desproporcionados”.

Y sobre todo y con carácter inmediato:

“En el contexto actual de precios de la electricidad extremadamente elevados, la Comisión está dispuesta a evaluar de manera urgente la compatibilidad de las medidas temporales de emergencia en el mercado de electricidad notificadas por los Estados miembros, incluidas las destinadas a mitigar el impacto de los precios de los combustibles fósiles en la producción de electricidad, con las disposiciones de los Tratados y el Reglamento 2019/943.

Al evaluar dicha compatibilidad, la Comisión se asegurará, mediante un procedimiento acelerado, que se cumplen las siguientes conclusiones: las medidas reducen los precios del mercado de la electricidad al contado para empresas y consumidores y no afectan (a) las condiciones de los intercambios comerciales en una medida contraria al interés común. En esta evaluación se tendrá en cuenta la naturaleza temporal de las medidas y el nivel de interconectividad eléctrica con el mercado único de la electricidad”.

Se alude con esto último a la situación, casi insular, de las tierras del sur de los Pirineos y cuyo perfil se asemeja a una piel de toro: donde florece el esparto, para entendernos. Es en efecto la llamada excepción ibérica, que nuestro Gobierno se apresuró a regular mediante otro Real Decreto-Ley, el 10/2022, de 23 de mayo, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista. Se trataba de ir contra el marginalismo, aunque -a diferencia del sistema de 2021- ahora el recorte del precio del gas se producía ex ante, o sea, a las bravas.

El Preámbulo hablaba de la situación a la fecha -invasión de Ucrania incluida- y ofrecía los siguientes datos:

“Como consecuencia de todo lo anterior, la cotización de los combustibles fósiles ha alcanzado unos niveles nunca antes observados en los princípiales hubs de negociación tanto nacional como internacionales. Así, en el caso del gas natural en el ámbito ibérico, la media de cotizaciones del producto D+1 en el punto virtual de balance –PVB– en los primeros cuatro meses del año 2022 se ha situado en 95,98 €/MWh, un valor nueve veces superior a la media de cotización de dicho producto durante en el año 2020, y dos veces superior al considerado en el año 2021. El 8 de marzo de 2022, el producto negociado D+1 se situó en 241,36 €/MWh, un valor que ha supuesto un récord histórico que ha tenido su reflejo en los restantes parques de negociación europeos homólogos.

En relación con el sector eléctrico, este no ha estado exento de los profundos impactos sobre el nivel de precios provocado por las anteriores circunstancias.

Así, a pesar de que el mix energético español incorpora una participación limitada de las instalaciones que emplean combustibles fósiles como fuente de producción de la electricidad, con un hueco térmico que es, además, decreciente, conforme la entrada de nuevas tecnologías renovables suponen una sustitución de la producción convencional por estas tecnologías verdes, el precio mayorista de la electricidad ha sufrido un efecto contagio del precio del gas natural que ha llevado a la electricidad a situarse en los mayores precios desde la creación del mercado ibérico de la electricidad, MIBEL.

 A modo de ilustración, frente al precio medio de la electricidad de 2019, que se situó en 47,68 €/MWh, el precio medio mayorista en 2021 alcanzó el valor de 111,90 €/MWh. En los cuatro primeros meses del año 2022, el valor medio del precio marginal de casación en España se ha situado en 219,19 €/MWh, un valor varios órdenes de magnitud superior a los experimentados en los años anteriores.”

Como suele suceder en las presentaciones de los textos normativos que arremeten contra una institución, el discurso empieza elogiando a la misma: la hipocresía exige seguir ciertos protocolos. A saber:

“En este sentido, la configuración de un mercado marginalista en el sector eléctrico ha traído consigo importantes beneficios a los que todos los agentes del mercado, tanto productores como consumidores, han podido acceder. La existencia de dicho esquema de mercado ha fomentado de manera evidente la entrada de nueva generación renovable, que ha favorecido la sustitución paulatina de la producción convencional, contribuyendo a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y, por tanto, permitiendo el cumplimiento de los ambiciosos objetivos de política climática contraídos por el Reino de España.”

Pero el hachazo llega a continuación:

“Sin embargo, a pesar de que la contribución de las tecnologías de producción de origen fósil ha ido perdiendo de manera paulatina su histórica cuota de producción dentro del mix eléctrico nacional, la necesidad de seguir contando con esta potencia de generación firme y flexible ha supuesto que la señal de precios de la electricidad no haya podido capturar de forma plena los beneficios procedentes de la considerable entrada de producción renovable en los últimos años. De hecho, el precio de la electricidad se ha seguido manteniendo estrechamente correlacionado con la evolución de los precios de cotización del gas natural, observándose las mismas fluctuaciones y tensiones en ambos mercados.”

En concreto, se trata de lo siguiente:

“El valor del ajuste a las centrales marginales fósiles, único para todas ellas, se establece como la diferencia entre un precio de referencia del gas, y el precio efectivo del mercado spot de gas natural en cada día. De esta manera, estas centrales recuperan todos sus costes –como hasta ahora– sin alterar el orden de mérito del mercado. La medida no implica en modo alguno un incentivo, sobre-retribución o subvención de estas tecnologías, por lo que tampoco mejora su competitividad con relación a otros usos de estos combustibles ni incentiva un mayor consumo de éstos. A su vez, el ajuste sigue permitiendo unos precios de mercado suficientes para que las tecnologías inframarginales puedan recuperar sus inversiones y siga atrayendo nueva generación renovable, más eficiente y competitiva.

El precio de referencia del gas que se establece en el mecanismo será variable, comenzando por un valor de 40 €/MWh durante los seis primeros meses e incrementándose en escalones mensuales sucesivos de 5 €/MWh hasta alcanzar un valor de 70 €/MWh en el último mes. De esta manera se procederá a una salida gradual y escalonada de la medida que permitirá a los agentes adaptarse al escenario en el que el mecanismo deje de ser de aplicación.” 

Y con el siguiente añadido:

“La subida de precios del mercado diario e intradiario y su alta volatilidad han perjudicado especialmente a los pequeños consumidores domésticos con potencia contratada menor o igual 10 kW, que se encuentra acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor, entre los que se encuentran los consumidores vulnerables con derecho a la aplicación del bono social.

 Esta traslación directa de la volatilidad y del elevado precio del mercado diario e intradiario al PVPC se debe a que la metodología para establecer el coste de la energía emplea exclusivamente el precio del mercado diario e intradiario en cada hora.

 Con el objetivo de reducir la volatilidad del precio voluntario para el pequeño consumidor, este real decreto-ley también establece el mandato de realizar las modificaciones necesarias en la metodología de cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor, para introducir una referencia a los precios de los mercados a plazo, incorporando una componente de precio basada en una cesta de productos de mercados a plazo –anuales, trimestrales y mensuales– y una componente de precio del mercado diario e intradiario de tal forma que la nueva fórmula de fijación del coste de la energía del PVPC pueda empezar a aplicarse a principios de 2023.

Esta medida orientará la estrategia de compra de energía de las comercializadoras de referencia, induciendo una mayor propensión a la participación en los mercados a plazo para adquirir la energía de sus clientes. Por tanto, fomentará la liquidez de los mercados a plazo ibéricos por el lado de los compradores.

Tradicionalmente los mercados a plazo en la Península Ibérica, tanto organizados como no organizados, no han tenido una elevada liquidez. Una de las razones de esta situación es que las instalaciones de tecnologías renovables, cogeneración y residuos acogidas al régimen retributivo específico (RECORE), que aportan aproximadamente el 38 % de la demanda eléctrica, establecen estrategias de venta de su producción en el mercado diario e intradiario sin participar en los mercados a plazo. Este comportamiento se debe a la configuración del mecanismo de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, regulado en el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que desincentiva la venta de energía en los mercados a plazo, ya que cubre el riesgo de desviaciones en el precio de mercado diario e intradiario. Por esta razón, el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, ha modificado este mecanismo con el objetivo de que se incentive la exposición de la energía del RECORE a los mercados a plazo.”

 Con previsión de vigencia hasta el 31 de diciembre de 2023.

 Hasta aquí, la regulación concreta de la excepción ibérica de 2022. Que (a diferencia de lo sucedido con el mecanismo de minoración de la retribución de septiembre y octubre de 2021) sí se notificó a la Comisión Europea para recabar su plácet a los efectos de los Arts. 107 y 108 del TFUE, sobre ayudas de Estado, plácet que obviamente -el final feliz estaba cantado- acabó obteniendo: Decisión de 8 de junio, con aplicación a partir de 14 del mismo mes. En realidad, y dado que los precios del gas empezaron a bajar desde los primeros meses de 2023, dejó de ser operativa de facto mucho antes de diciembre, sin perjuicio de su subsistencia formal hasta finales de dicho año. 

Tal fue, en síntesis, la segunda fase de la crisis jurídica -a ella me refiero ahora- motivada por el hecho de que las normas de 2019 no contemplaran excepciones al marginalismo de los mercados mayoristas. De la tolerancia a la infracción de la primacía (septiembre/octubre de 2021) se había pasado a la autorización, aunque singular, al menos para España (y Portugal, claro está).

A todo ello hay que añadir, también en la primavera de 2022, el informe de ACER del 29 de abril sobre el diseño el mercado mayorista de la electricidad. No propone un cambio radical respecto del modelo marginalista, pero sí esboza algunas consideraciones relevantes sobre la necesidad de introducir liquidez en los mercados a plazo y fomentar los instrumentos de cobertura para que los consumidores finales puedan acceder a aquellos.

Debe notarse que, sin lo sucedido entre marzo y junio de 2022, tampoco se entienden el Reglamento y la Directiva de 13 de junio de 2024. De ahí que haya sido igualmente necesario dedicarle atención.

 VI. En particular, el Reglamento de 6 de octubre

Y así fue como se terminó llegando, en octubre, a lo que en términos europeos sería lo más parecido a un Real Decreto-Ley (sólo que con un año de retraso), el Reglamento (UE) 2022/1854 del Consejo de 6 de dicho mes relativo a una intervención de emergencia para hacer frente a los elevados precios de la energía. Una norma cuyo propósito mayor no consistía en innovar nada -en habilitar para el futuro-, sino en subsanar lo que habían hecho, o estaban en trance de hacer, los Estados miembros, sobre todo España. A buenas horas, mangas verdes, pudiera decirse. Es por así decir la tercera fase de la secuencia: de la autorización singular de la infracción -el indulto- se pasa a la convalidación de la misma: la amnistía, para explicarlo así.

No faltará quien diga que estamos ante algo así como un elemento desgajado -aunque conceptualmente propio- de las normas de 2019, tan liberales e ingenuas ellas: el derecho de excepción que se olvidaron de incluir. Puede ser una buena definición de las cosas, pero con un añadido: al poder político al que se le abre la puerta para intervenir en los mercados y hacer de su capa un sayo no es al europeo, ni tan siquiera al Consejo, sino a cada uno de los Estados miembros actuando por su propia autoridad. Es una disposición regresiva no sólo porque se vuelve a la intervención en los precios, sino también desde ese otro punto de vista, el del régimen de distribución de competencias entre el centro y la periferia. Una norma de sentido centrífugo, para hablar claro.

¿Cuál es en concreto el catálogo de medidas? Se trata para los Estados no ya no de un cheque en blanco, sino de un auténtico talonario de cheques. De las disposiciones                         -temporales- que se adoptan se predica el propósito de “fijar un tope de los ingresos de mercado que perciben determinados productores por la generación de electricidad y redistribuirlos a los clientes finales de electricidad de manera específica para que los Estados Miembros puedan aplicar medidas de intervención pública en la fijación de precios para el suministro de electricidad a clientes domésticos y pymes”.

Pero también se trata de “establecer normas para una contribución solidaria temporal obligatoria de (determinadas) empresas”.

Y, en fin, se persigue “reducir el consumo de electricidad”, pensando -es una novedad en el debate- que el incremento de la demanda se encuentra entre las causas de la subida de los precios.

Con la siguiente estructura, que por sí misma resulta expresiva y por tanto conviene reproducir:

Capítulo I, Objeto y definiciones

– Art. 1, Objeto y ámbito de aplicación.

– Art. 2, Definiciones.

Entre ellas:

“2) Medida nacional equivalente promulgada: medida legislativa, reglamentaria o administrativa adoptada y publicada por un Estado miembro a más tardar el 31 de diciembre de 2022 que constituya a la asequibilidad de la energía”

Y también:

 “3) Período de referencia: período comprendido entre el 1 de noviembre y el 31 de marzo de los cinco años consecutivos anteriores a la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento, a partir del período comprendido entre el 1 de noviembre de 2017 y el 31 de marzo de 2018”.

Capítulo II, Medidas relativas al mercado de la electricidad

 Con tres Secciones, a saber:

Sección 1. Reducción de la demanda.

 – Art. 3, Reducción del consumo bruto de la electricidad.

 10 por ciento.

 – Art. 4, Ídem. durante las horas punta.

 Otro 10 por ciento.

 – Art. 5, Medidas para lograr la reducción de la demanda.

 Se proclama que “los Estados miembros tendrán libertad para elegir las medidas adecuadas para reducir el consumo barato de electricidad a fin de cumplir los objetivos establecidos en los artículos 3 y 4, incluida la ampliación de las medidas nacionales que ya están en vigor”.

 Sección 2, Tope de los ingresos de mercado y distribución del excedente de ingresos y de ingresos de las rentas de congestión excedentaria a los clientes finales de electricidad.

 – Art. 6, Tope de los ingresos de mercado obligatorio.

 “1. Los ingresos de mercado de los productores que se hayan obtenido por la generación de electricidad a partir de las fuentes a que se refiere el artículo 7, apartado 1, tendrán un tope de 180 EUR por Mwh de electricidad producida.”

 – Art. 7, Aplicación del tope de los ingresos de mercado a los productores de electricidad.

 La lista negra es la siguiente:

 “a) energía eólica.

b) energía solar (solar térmica y solar fotovoltaica).

 c) energía geotérmica.

 d) energía hidroeléctrica sin embalse.

 e) combustible de biomasa (combustibles de biomasa sólidos o gaseosos), excluido el biometano.

 f) residuos.

 g) energía nuclear.

 h) líquido.

 i) productos derivados del petróleo crudo.

 j) torva.”

 – Art. 8, Medidas nacionales frente a la crisis.

Es ya una verdadera cláusula de planes poderes en favor de los Estados miembros. El apartado 1 les habilita para, entre otras cosas:

“a) mantener o introducir medidas que limiten aún más los ingresos de mercado de los productores que generan electricidad a partir de las fuentes enumeradas en el artículo 7, apartado 1, incluida la posibilidad de diferenciar entre tecnologías, así como los ingresos de mercado de otros participantes en el mercado, incluidos los que operen en el comercio de electricidad.

 b) fijar un mayor tope de los ingresos de mercado de los productores que generan electricidad a partir de las fuentes enumeradas en el artículo 7, apartado 1, siempre que sus inversiones y sus costes de funcionamiento sean superiores al máximo indicado en el artículo 6, apartado 1.

 c) mantener o introducir medidas nacionales para limitar los ingresos de mercado de los productores que se hayan obtenido por la generación de electricidad a partir de fuentes no indicadas en el artículo 7, apartado 1.

(…)”.

Tamaña generosidad para con los Estados miembros se intenta compensar, al menos en teoría, con el listado de límites genéricos del apartado 2:

“Las medidas a que se refiere el apartado 1, en consonancia con el presente Reglamento:

a) serán proporcionadas y no discriminatorias;

 b) no pondrán en peligro las señales de inversión;

 c) garantizarán que las inversiones y los costes de funcionamiento están cubiertos;

 d) no alterarán el funcionamiento de los mercados mayoristas de electricidad y, en particular, no afectarán al orden de mérito ni a la formación de los precios en el mercado mayorista;

 e) serán compatibles con la legislación de la Unión”

– Art. 9, Distribución de los ingresos de las rentas de congestión excedentarias resultantes de la asignación de la capacidad interzonal.

– Art. 10, Distribución del excedente de ingresos:

“1. Los Estados miembros garantizarán que todo excedente de ingresos resultante de la aplicación del tope de los ingresos de mercado se utilice para financiar medidas de apoyo a los clientes finales de electricidad que mitiguen el impacto de los elevados precios de la electricidad, para dichos clientes, de manera específica”.

– Art. 11, Acuerdos entre Estados miembros.

Sección 3, Medidas minoristas.

– Art. 12, Aplicación temporal a las pymes de las intervenciones públicas en la fijación de los precios de la electricidad:

“No obstante lo dispuesto en las normas de la Unión sobre intervenciones públicas en la fijación de precios, los Estados miembros podrán aplicar intervenciones públicas en la fijación de precios para el suministro de electricidad a pymes. Tales intervenciones públicas:

 a) tendrán en cuenta el consumo anual del beneficiario en los últimos cinco años y mantendrán un incentivo para la reducción de la demanda.

 b) cumplirán las condiciones que figuran en el artículo 5, apartados 4 y 7 de la Directiva (UE) 2019/944;

 c) cuando proceda, cumplirán las condiciones que figuran en el artículo 13 del presente Reglamento.

– Art. 13, Posibilidad temporal de fijar los precios de la electricidad por debajo del coste.

Con compensación, por supuesto.

Capítulo III, Medida relativa a los sectores del petróleo crudo, el gas natural, el carbón y la refinería.

– Art. 14, Apoyo a los clientes finales de la energía mediante una contribución solidaria temporal.

 Las empresas gravadas -a causa de sus “beneficios excedentarios”- son las que operan en “los sectores del petróleo crudo, el gas natural, el carbón y la refinería” (apartado 1). Pero el apartado 2 abre la puerta: se refiere a “las medidas nacionales equivalentes promulgadas” y el único requisito que exige es que “compartan objetivos similares y estén sometidas a normas similares a los de la contribución solidaria temporal en virtud del presente Reglamento y generen ingresos comparables o superiores a los ingresos estimados procedentes de la contribución solidaria”.

– Art. 15, Base para el cálculo de la contribución solidaria temporal.

Sólo para los ejercicios fiscales 2022 y 2023.

– Art. 16, Ídem.

Como mínimo, el 33 por ciento.

– Art. 17, Utilización de los ingresos recaudados a través de la contribución solidaria temporal.

 Son, según el apartado 1, varias posibilidades, la primera y más importante de las cuales consiste -a)- en las “medidas de apoyo financiero a los clientes finales de energía, especialmente a los hogares vulnerables, para mitigar los efectos de los elevados precios de la energía, de manera específica”. Y, en el apartado 2 con la socorrida cantinela que nos podemos imaginar: “las medidas a que se refiere el apartado 1 estarán claramente definidas y serán transparentes, proporcionadas, no discriminatorias y verificables.

 – Art. 18, Carácter temporal de la contribución solidaria.

“La contribución solidaria aplicada por los Estados miembros de conformidad con el Reglamento será de carácter temporal. Sólo se aplicará a los beneficios excedentarios generados en los ejercicios fiscales a que se refiere el artículo 15”.

Capítulo IV, Disposiciones finales

– Art. 19, Seguimiento y garantía de cumplimiento.

Con imposición a los Estados miembros de obligaciones de información a la Comisión, aunque sin establecer qué puede hacer esta última en base a esos datos.

– Art. 20. Revisión.

 Sobre el Capítulo II (Arts. 3 a 13), es decir, incluyendo los Arts. 6, 7 y 8:

“1. A más tardar el 30 de abril de 2023, la Comisión llevará a cabo una revisión del capítulo II teniendo en cuenta la situación general del suministro de electricidad y los precios de la electricidad en la Unión, y presentará al Consejo un Informe sobre las principales conclusiones de tal revisión.

Sobre la base de dicho informe, la Comisión podrá, en particular y en el caso de que así lo justifiquen las circunstancias económicas o el funcionamiento del mercado de la electricidad en la Unión y en cada uno de los Estados miembros, proponer una prórroga del período de aplicación del presente Reglamento, una modificación del nivel del tope de los ingresos de mercado establecido en el artículo 6, apartado 1 y de las fuentes de producción de electricidad a que se refiere el artículo 7, apartado 1, a las que se aplica, o cualquier otra modificación del capítulo II”.

 Y, con respecto al Capítulo III, es decir, los Arts. 14 a 18, o sea, la contribución solidaria temporal de 2022 y 2023:

 “2. A más tardar el 15 de octubre de 2023 y nuevamente a más tardar el 15 de octubre de 2024, la Comisión llevará a cabo una revisión del capítulo III teniendo en cuenta la situación general del sector de los combustibles fósiles y los beneficios excedentarios generados, y presentaré al Consejo un informe sobre las principales conclusiones de tal revisión”

– Art. 21, Excepciones.

– Art. 22, Entrada en vigor y aplicación.

La regla general es que todo debe terminar el 31 de diciembre de 2023. Pero hay previsiones especiales:

“a) el artículo 4 (Reducción del consumo bruto de electricidad durante las horas punta) será aplicable desde el 1 de diciembre de 2022 hasta el 31 de marzo de 2023.

 b) los artículos 5 (Medidas para lograr la reducción de la demanda) y 10 (Distribución del excedente de ingresos) serán aplicables a partir del 1 de diciembre de 2022.

 c) los artículos 6 (Tope de los ingresos de mercado obligatorio), 7 (Aplicación a los productores de electricidad) y 8 (Medidas nacionales frente a la crisis) serán aplicables desde el 1 de diciembre de 2022 hasta el 30 de junio de 2023.

 d) el artículo 20, apartado 2 (Revisión del Capítulo III) será aplicable hasta el 15 de octubre de 2024”.

Hasta aquí, el corpus normativo que se vio aprobado el 6 de octubre de 2022, aunque, se insiste, lo fue mirando hacia atrás y a la vista de lo sucedido desde hacía más de un año. Es bajo ese planteamiento retrospectivo como deben verse algunos considerandos, como la descripción del marginalismo que se realiza:

“(23) En el mercado mayorista diario, se despachan primero las centrales menos costosas, pero el precio recibido por todos los participantes en el mercado queda fijado por la última instalación necesaria para cubrir la demanda, que es la instalación con los costes marginales más altos, cuando se establece la casación del mercado. El reciente aumento del precio del gas y de la antracita y la hulla se ha traducido en un aumento excepcional y duradero de los precios a los que las instalaciones de generación de electricidad de gas y carbón compiten en el mercado mayorista diario. Eso, a su vez, ha dado lugar a precios excepcionalmente elevados en el mercado diario de toda la Unión, ya que a menudo son las centrales con los costes marginales más elevados las que se necesitan para cubrir la demanda de electricidad”.

De ahí los beneficios inusuales -a causa del incremento de los precios- de los últimos tiempos:

“(24) Dado el papel del precio en el mercado diario como referencia para el precio en otros mercados mayoristas de la electricidad, y el hecho de que todos los participantes en el mercado reciban el precio de casación, las tecnologías con costes marginales significativamente más bajos han registrado sistemáticamente altos ingresos desde la agresión militar rusa contra Ucrania en febrero de 2022, muy por encima de sus expectativas cuando decidieron invertir”.

Se trata -no hay que decirlo- de buscar una justificación para el tijeretazo que en efecto se practica. Y luego se desarrolla la idea:

“(28) Si bien los precios máximos ocasionales y a corto plazo puede considerarse una característica normal en un mercado de la electricidad y pueden ser útiles para algunos inversores a la hora de recuperar su inversión en generación, el aumento extremo y duradero de los precios observando desde febrero de 2022 difiere claramente de una situación normal de mercado de precios máximos ocasionales (…)”.

Todo eso forma parte de la lógica y el sentido común. Cosa distinta es cuando el autor de la norma europea -alguien, se insiste, rezagado y que entre tanto ha dejado todo el terreno a los Estados- intenta convencer al lector de que ante estos escenarios la diligencia es necesaria y él se ha aplicado al respecto para que no se produzcan demasiadas divergencias:

“(6) (…) se necesita una respuesta rápida y coordinada a escala de la Unión. El establecimiento de una intervención de emergencia permitiría mitigar, con carácter temporal, el riesgo de que los precios de la electricidad, así como su coste para los clientes finales, alcancen niveles aún menos sostenibles y que los Estados miembros adopten medidas nacionales no coordinadas, lo que podría poner en peligro la seguridad del suministro a escala de la Unión y suponer una carga adicional para su industria y sus consumidores. En un espíritu de solidaridad entre los Estados Miembros, es necesario que estos hagan un esfuerzo coordinado durante la temporada de invierno 2022-2023 para mitigar el impacto de los elevados precios de la energía y garantizar que la crisis actual no cause un perjuicio duradero a los consumidores y a la economía, al mismo tiempo que preserven la sostenibilidad de las finanzas públicas”

Y, aún con más énfasis (al menos, retórico):

“(9) Es necesario dar una respuesta unida y bien coordinada a escala de la Unión para hacer frente al fuerte aumento de los precios de la electricidad y a su impacto en los hogares y en la industria. La descoordinación de las medidas nacionales podría afectar al funcionamiento del mercado interior de la energía, poniendo en peligro la seguridad del suministro y dando lugar a nuevos aumentos de precios en los Estados miembros más afectados por la crisis. Por tanto, salvaguardar la integridad del mercado interior de la electricidad es crucial para preservar y reforzar la solidaridad necesaria entre los Estados Miembros”.

 Pero esa unidad europea no impide lo que se explica a continuación, al hilo de lo que se permite en el Art. 8:

 “(40) Dado que la combinación de generación y la estructura de costes de las instalaciones de generación de electricidad difieren considerablemente de un Estado miembro a otro, se debe permitir a estos mantener o introducir medidas nacionales frente a la crisis bajo determinadas condiciones”.

 Aunque al final vuelve a cambiar el discurso y se invoca otra vez la unidad:

 “(72) Dado que los objetivos del presente Reglamento, a saber, el establecimiento de una intervención de emergencia para mitigar los efectos de los elevados precios de la energía, no pueden ser alcanzados de manera suficiente por los Estados miembros, sino que pueden lograrse mejor a escala de la Unión, esta puede adoptar medidas, de conformidad con el principio de subsidiariedad establecido en el artículo 5 del TUE”.

 Y, ya el colofón:

 “De conformidad con el principio de proporcionalidad establecido en dicho artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar dicho objetivo”.

El Reglamento 2022/1854, de 22 de octubre, tenía que exponerse con ese detalle porque, se reitera, sin él no se entienden las normas a las que hemos de dedicar la atención en lo sucesivo. Es, con carácter temporal y con todos los tributos semánticos que haya que satisfacer al (teórico) mercado interior de la energía, una auténtica apostasía con respecto a lo establecido en 2019 (y antes), tanto para lo de mercado como más aún para su calificativo de interior, es decir europeo. Como se anticipó más arriba, una verdadera marcha atrás -materialmente justificada, desde muchos puntos de vista- de lo que hasta ahora se había venido proclamando.

 Es el fenómeno que explica la tercera ley de Newton: cuando se va demasiado lejos en un sentido, la reacción -palabra aquí empleada en sentido literal- suele ser igualmente contundente, aunque, eso sí, a la inversa. El derecho de excepción que no quiso incluirse en el paquete de 2019 terminó llegando en 2022 con una intensidad -casi virulencia- redoblada, al grado incluso de poderse afirmar que de los políticos, y de la sociedad en general, se había apoderado algo parecido la nostalgia hacia las viejas tarifas, que otros defectos tendrían pero que no dejaban a todo el mundo a la intemperie ante las inclemencias -los caprichos, si se quiere- de la vida.

 En cualquier caso, debe destacarse que el carácter temporal de estas disposiciones quedaba explicitado al establecerse en el Art. 22 unas fechas precisas para el fin de su vida: en lo que hace a los Arts. 6, 7 y 8, que son los más críticos, el 30 de junio de 2023. Y no está de más recordar que las dos medidas españolas que se anticiparon (el mecanismo de minoración de la retribución de septiembre y octubre de 2021, así como la excepción ibérica de marzo de 2022) extendieron su vigencia, al menos en lo formal, seis meses más tarde: hasta diciembre de ese mismo año. Para cuando, como se ha dicho, los precios mayoristas ya habían bajado mucho. Reténgase al respecto la cifra de 45 Euros por Kwh, que es en la que fija -el umbral crítico, por así decir- el Real Decreto-Ley 8/2023, de 27 de diciembre (por el que se adoptan medidas para afrontar las consecuencias económicas y sociales derivadas de los conflictos en Ucrania y Oriente Próximo, así como paliar los efectos de la sequía) en el Art. 21 a efectos del tipo del IVA: se estipula una reducción al 10 por ciento -en lugar del 21- cuando se supere dicha cifra, siempre que el consumidor cumpla determinadas condiciones. Y recuérdese que, a fecha 23 de junio de 2024, la media del mes es 51,48 Euros, lo que, caso de confirmarse en el plazo de una semana, tendría como consecuencia dicha (nueva) rebaja del IVA. Pero sabiendo todos que esa cifra -51,48- sigue estando muy por debajo de los números de los momentos críticos de 2021 y 2022.

 Digamos incidentalmente que, puestos a mencionar los datos de finales de 2023, no puede faltar una referencia a la Comunicación de la Comisión (Europea, claro es) al Parlamento Europeo, al Consejo, al Comité de las Regiones, de fecha 28 de noviembre de 2023, con el expresivo título de Redes, el eslabón perdido: Plan de Acción de la UE para las redes, en el que pueden leerse cosas tan interesantes como las siguientes:

“(…) las redes eléctricas europeas se enfrentan a nuevos e importantes retos. Tendrán que satisfacer la creciente demanda vinculada a la movilidad limpia, la calefacción y la refrigeración, la electrificación de la industria y la puesta en marcha de la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Se espera que el consumo de electricidad aumente en torno a un 60% de aquí a 2030. Las redes también tendrán que integrar un gran porcentaje de energía renovable variable (…)”.

En particular, <<las redes de distribución están obligadas a crecer y a cambiar para conectar grandes cantidades de generación descentralizada de energías renovables, y una nueva demanda flexible (“cargas”), como bombas de calor y estaciones de recarga para vehículos eléctricos>>.

Y con el siguiente reproche:

“En muchos países (…), el tiempo de espera de obtención de permisos para los refuerzos de la red oscila entre cuatro y diez años, y entre ocho y diez años para la alta tensión. Están aumentando rápidamente los retrasos de conexión en la red de distribución, con varios miles de solicitudes al mes para un único gestor de red de distribución de tamaño medio”.

 Destacando la necesidad de “introducir incentivos reglamentarios para la expansión de las redes eléctricas con visión de futuro”. Introducir incentivos o al menos, eliminar lo que, dicho con palabras de Jovellanos, son los “estorbos” existentes.

Pero de momento dejemos aquí la referencia a las redes. Al final volveremos a ello.

 Esas mismas idas y venidas eran la mejor prueba de que había que elaborar una norma que -ahora sí- no pretendiera, como en 2019, emular a Prometeo a la hora de retar a los dioses.

 Y sucede además que en el ínterin los Estados miembros habían ido anticipándose a adoptar medidas que han servido de inspiración -palabrería aparte- al legislador europeo de 2024, como el fomento de la contratación a plazo mediante una regulación acabada y realista -PPA, Price purchase agreement, en el acrónimo que ha hecho fortuna- y también el establecimiento para las nuevas inversiones en plantas renovables de unos incentivos que consisten, sí,  en garantizar un mínimo -un floor-, pero que, para evitar sobrerretribución, también ponen un máximo o cap. A eso le podemos llamar Contratos bilaterales por diferencia, dicho sea en la traducción literal de la expresión inglesa a la lengua de Cervantes, pero, se insiste, el nombre es casi lo de menos.

En el apartado siguiente veremos ejemplos concretos. Pero también hay que aludir a actuaciones que finalmente no se han reproducido en 2024 pero que sí aparecen sí en la norma de octubre de 2022, como por ejemplo las de medidas de reducción de la demanda de los Arts. 3 a 5, que en España se incluyeron en el Real Decreto-Ley 14/2022, de 1 de agosto, de medidas de sostenibilidad económica en el ámbito del transporte, en materia de becas y ayudas al estudio, así como de medidas de ahorro, eficiencia energética y de reducción de la dependencia energética del gas natural. Fue el famoso mandato de apagón de los escaparates comerciales a las 10 de la noche.

El proceso de elaboración de las nuevas normas -la iniciativa de la Comisión- se puso en marcha en marzo de 2023 y el acuerdo entre Parlamento y Consejo se alcanzó en diciembre de ese año, todavía bajo presidencia española. Los seis meses posteriores se han dedicado a formalidades y, claro está, traducciones, tarea que con disposiciones tan técnicas resulta muy brava.

Entre tanto, sucede que el panorama ha vuelto a cambiar, singularmente en España: como se recogió más arriba, y resulta notorio, la bajada de precios del mercado mayorista diario se ha impuesto y lo que ahora tenemos -con carácter, al menos en parte, estructural- es unas cifras ridículas o incluso cero, lo que que está teniendo por efecto (negativo) la retracción de las inversiones en nuevas capacidades renovables, en primer lugar por la seria dificultad para encontrar financiación. Volvemos a tener un cisne, aunque ya no es negro, sino demasiado blanco, casi albino, y eso tampoco es bueno.

Y también está obviamente el impacto sobre las plantas preexistentes, si es que no contaban con un capregulatorio o no tenían suscrito un contrato de venta a largo plazo.

Algunos titulares de prensa de los últimos tiempos:

– El economista, 25 de abril: “Los bajos precios de la luz amenazan la inversión verde”. Al grado de que “el sector advierte de quiebras y del riesgo de huída de algunos inversores si la situación perdura”.

Y es que “durante 84 horas se han registrado precios negativos hasta mitad de abril, según grupo ASE”.

 – El país, 17 de mayo: “Los precios negativos fuerzan la parada de plantas fotovoltaicas”. Porque “a muchas instalaciones no les resulta rentable vender su energía con esas cotizaciones”.

“Hasta el pasado 1 de abril nunca se había producido ese fenómeno”.

 Reproducido, aunque con otros titulares, en Cinco días de la misma fecha.

 – El Confidencial, 20 de mayo: “Alerta roja en el sector renovable: la caída de precios amenaza la inversión y la transición verde”.

– El mundo, 24 de junio: “La crisis verde llega a la banca”, sabiendo que “los grandes bancos acumulan 15.000 millones en créditos a proyectos vinculados con las renovables”.

Esa es la situación cuando estas líneas se escriben, a finales de la primavera y comienzos del verano. Nada que ver, por tanto (más aún, justo lo contrario), con la que tiene en la cabeza el autor de las nuevas normas, que, como se dijo al inicio, han nacido desubicadas: fuera de su sazón, por tardías.

VI.El Reglamento de 2024

Dicho lo cual, es ya la ocasión de una vez por todas de entrar en lo que nos concierne, empezando por el Reglamento y en particular las novedades que (en el Reglamento 943, no en el 942, que es menos relevante ahora) introduce, sobre todo por las dos figuras que se acaban de mencionar, que -punto crucial- no cuestionan el principio marginalista y el carácter diario del mercado, aunque por supuesto van a detraer de él porciones, no se sabe en qué grado, del total del pastel:

VI.1. PPA’s

Es el Art. 19 bis, Contratos de compra de electricidad en la versión de la lengua de Cervantes, con el siguiente texto:

“Contratos de compra de electricidad.

1. Sin perjuicio de lo dispuesto en la Directiva (UE) 2018/2001, los Estados miembros fomentarán el uso de CCE, entre otros medios, eliminando los obstáculos injustificados y las cargas o procedimientos desproporcionados o discriminatorios, con miras a asegurar previsibilidad de precios y a alcanzar los objetivos establecidos en su plan nacional integrado de energía y clima con respecto a la dimensión Descarbonización a la que se refiere el artículo 4, letra a), del Reglamento (UE) 2018/1999, también con respecto a la energía renovable, preservando al mismo tiempo la competitividad y la liquidez de los mercados de electricidad y el comercio transfronterizo.

2. Cuando efectúe la revisión del presente Reglamento de conformidad con el artículo 69, apartado 2, la Comisión evaluará, previa consulta a las partes interesadas pertinentes, el potencial y la viabilidad de una o varias plataformas de mercado de la Unión para los CCE, que se utilizarán con carácter voluntario, incluida la interacción de dichas plataformas potenciales con otras plataformas existentes del mercado de la electricidad y la puesta en común de la demanda de CCE mediante agregación.

3. Los Estados miembros garantizarán, de manera coordinada, que existan instrumentos, tales como los sistemas de garantía a precios de mercado, destinados a reducir los riesgos financieros asociados al impago del comprador en el marco de los CCE, y que estos instrumentos sean accesibles para los clientes que se enfrentan a barreras de entrada en el mercado de los CCE y que no se encuentran en dificultades financieras. Entre esos instrumentos se podrán incluir sistemas de garantía respaldados por el Estado a precios de mercado, garantías privadas o instrumentos o estructuras que agrupen la demanda de CCE, de conformidad con el Derecho de la Unión pertinente. A tal fin, los Estados miembros velarán por la coordinación oportuna, también con los mecanismos pertinentes a escala de la Unión. Los Estados miembros podrán determinar a qué categorías de clientes se dirigen esos instrumentos, aplicando criterios no discriminatorios entre cada categoría de clientes y dentro de ellas.

4. Sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107 y 108 del TFUE, si un sistema de garantía para los CCE es respaldado por el Estado miembro, incluirá disposiciones para evitar la reducción de la liquidez en los mercados de la electricidad y no prestará apoyo a la compra de generación a partir de combustibles fósiles. Los Estados miembros podrán decidir limitar dichos sistemas de garantía al apoyo exclusivo de la compra de electricidad procedente de nueva generación de energía renovable de conformidad con las políticas de descarbonización del Estado miembro, en particular cuando el mercado de contratos de compra de energía renovable tal como se define en el artículo 2, punto 17, de la Directiva (UE) 2018/2001 no esté suficientemente desarrollado.

5. Los sistemas de apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables permitirán la participación de proyectos que reserven parte de la electricidad para venderla a través de un CCE de energías renovables u otros acuerdos en condiciones de mercado, siempre que dicha participación no afecte negativamente a la competencia en el mercado, en particular cuando las dos partes implicadas en dicho CCE estén controladas por la misma entidad.

6. Al configurar los sistemas de apoyo mencionados en el apartado 5, los Estados miembros se esforzarán por utilizar criterios de evaluación destinados a incentivar a los licitadores para que faciliten el acceso de los clientes que se enfrentan a barreras de entrada al mercado de los CCE, siempre y cuando esto no afecte negativamente a la competencia en el mercado.

7. Los CCE especificarán la zona de ofertas de entrega y la responsabilidad de obtener derechos de transporte interzonal en caso de cambio de zona de ofertas con arreglo al artículo 14. 

8. Los CCE especificarán las condiciones en las que los clientes y los productores pueden salir de los CCE, tales como las tasas de salida y los plazos de notificación aplicables, de conformidad con el Derecho de la Unión en materia de competencia.

9. Cuando configuren medidas que afecten directamente a los CCE, los Estados miembros respetarán las posibles expectativas legítimas y tendrán en cuenta los efectos de dichas medidas en los CCE existentes y futuros.

 10. A más tardar el 31 de enero de 2026 y cada dos años a partir de entonces, la Comisión evaluará si persisten las barreras y si existe suficiente transparencia en los mercados de los CCE. La Comisión podrá elaborar orientaciones específicas sobre la eliminación de barreras en los mercados de los CCE, incluidos los procedimientos o cargas desproporcionados o discriminatorios.”

Y también:

“Artículo 19 ter

Modelos voluntarios de CCE y seguimiento de los CCE

1. La ACER publicará una evaluación anual del mercado de CCE a escala de la Unión y de los Estados miembros como parte de su informe anual publicado con arreglo al artículo 15, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/942.
2. A más tardar el 17 de octubre de 2024, la ACER evaluará, en estrecha coordinación con las instituciones y partes interesadas pertinentes, la necesidad de elaborar y publicar modelos voluntarios de CCE, adaptados a las necesidades de las diferentes categorías de contrapartes.

Cuando la evaluación concluya que es necesario elaborar y publicar dichos modelos voluntarios de CCE, la ACER, junto con los NEMO, tras consultar a las partes interesadas pertinentes, elaborará tales modelos, teniendo en cuenta lo siguiente:

 a) el uso de dichos modelos de contrato será voluntario para las partes contratantes;

 b) los modelos de contrato, entre otras cosas:

 i) ofrecerán varias duraciones contractuales,

 ii) proporcionarán varias fórmulas de precios,

 iii) tendrán en cuenta el perfil de carga del comprador y el perfil de generación del generador.”

Lo que se complementa con lo establecido en el larguísimo Art. 9, Mercados a plazo:

“1. De conformidad con el Reglamento (UE) 2016/1719, los gestores de redes de transporte deberán asignar derechos de transmisión a largo plazo o disponer de medidas equivalentes para permitir que los participantes en el mercado, incluidos los propietarios de instalaciones de generación de electricidad con energía renovable, se protejan de riesgos derivados de los precios, a menos que una evaluación del mercado a plazo en las fronteras entre zonas de ofertas llevada a cabo por las autoridades reguladoras competentes muestre suficientes oportunidades de protección en las zonas de ofertas de que se trate.

 2. Los derechos de transmisión a largo plazo se asignarán, con carácter periódico, de forma transparente, no discriminatoria y basada en el mercado, a través de una plataforma única de asignación. La frecuencia de asignación y los vencimientos de la capacidad interzonal a largo plazo contribuirán a que los mercados a plazo de la Unión funcionen de forma eficiente.

 3. La configuración de los mercados a plazo de la Unión comprenderá las herramientas necesarias para mejorar la capacidad de los participantes en el mercado de protegerse de los riesgos derivados de los precios en el mercado interior de la electricidad.

 4. A más tardar el 17 de enero de 2026, la Comisión, previa consulta a las partes interesadas pertinentes, efectuará una evaluación del impacto de las posibles medidas para lograr el objetivo enunciado en el apartado 3. Dicha evaluación de impacto comprenderá, entre otros aspectos:

 a) los posibles cambios de la frecuencia de asignación de los derechos de transmisión a largo plazo;

 b) los posibles cambios de los vencimientos de los derechos de transmisión a largo plazo, en particular los vencimientos que se hayan prolongado hasta al menos tres años;

 c) los posibles cambios de la naturaleza de los derechos de transmisión a largo plazo;

 d) las formas de reforzar el mercado secundario, y

 e) la posible introducción de centros virtuales regionales para los mercados a plazo.

 5. En lo que respecta a los centros virtuales regionales para los mercados a plazo, la evaluación de impacto efectuada en cumplimiento del apartado 4 comprenderá lo siguiente:

 a) el ámbito geográfico adecuado de los centros virtuales regionales, incluidas las zonas de ofertas que constituyan dichos centros y las situaciones específicas de las zonas de ofertas pertenecientes a dos o más centros virtuales, con el fin de maximizar la correlación de precios entre los precios de referencia y los precios de las zonas de ofertas que constituyan los centros virtuales regionales;

 b) el nivel de interconectividad de electricidad de los Estados miembros, y en particular, de los situados por debajo de los objetivos de interconexión de electricidad para 2020 y 2030 establecidos en el artículo 4, letra d), punto 1, del Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo*;

 c) la metodología de cálculo de los precios de referencia para los centros virtuales regionales para los mercados a plazo, destinada a maximizar la correlación de precios entre el precio de referencia y los precios de las zonas de ofertas que constituyan un centro virtual regional;

 d) la posibilidad de que las zonas de ofertas formen parte de más de un centro virtual regional;

 e) las maneras de maximizar las oportunidades de negociación para los productos de cobertura que referencien los centros virtuales regionales para los mercados a plazo, así como para los derechos de transmisión a largo plazo desde las zonas de ofertas hacia los centros virtuales regionales;

 f) las maneras de asegurar que la plataforma única de asignación a que se refiere el apartado 2 ofrezca la asignación y facilite la negociación de derechos de transmisión a largo plazo;

 g) las implicaciones de los acuerdos intergubernamentales preexistentes y los derechos que de ellos se deriven.

 6. En función de los resultados que arroje la evaluación de impacto a que se refiere el apartado 4 del presente artículo, la Comisión adoptará, a más tardar el 17 de julio de 2026, un acto de ejecución para especificar en mayor detalle las medidas y las herramientas destinadas a lograr los objetivos enunciados en el apartado 3 del presente artículo y las características concretas de esas medidas y herramientas. Dicho acto de ejecución se adoptará de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 67, apartado 2.

 7. La plataforma única de asignación establecida de conformidad con el Reglamento (UE) 2016/1719 actuará como entidad que ofrece la asignación y facilita la negociación de los derechos de transmisión a largo plazo en nombre de los gestores de redes de transporte. Tendrá una de las formas jurídicas contempladas en el anexo II de la Directiva (UE) 2017/1132 del Parlamento Europeo y del Consejo.

 8. Cuando una autoridad reguladora competente considere que no hay suficientes oportunidades de cobertura disponibles para los participantes en el mercado, previa consulta a las autoridades competentes designadas en virtud del artículo 67 de la Directiva 2014/65/UE del Parlamento Europeo y del Consejo*** cuando los mercados a plazo se refieran a instrumentos financieros tal como se definen en el artículo 4, apartado 1, punto 15, de dicha Directiva, dicha autoridad podrá exigir a los mercados bursátiles de la electricidad o a los gestores de redes de transporte que apliquen medidas adicionales, como actividades de creación de mercado, para mejorar la liquidez del mercado a plazo.

 9. Supeditado al cumplimiento de lo dispuesto en el Derecho de la Unión en materia de competencia, así como en los Reglamentos (UE) n.º 648/2012 y (UE) n.º 600/2014 del Parlamento Europeo y del Consejo, y en la Directiva 2014/65/UE, los operadores del mercado podrán desarrollar productos de cobertura de futuros, también productos de cobertura de futuros a largo plazo, para ofrecer a los participantes en el mercado, incluidos los titulares de instalaciones de generación que utilicen fuentes de energía renovables, posibilidades adecuadas de protegerse frente a los riesgos financieros derivados de las fluctuaciones de los precios. Los Estados miembros no exigirán que se restrinja dicha actividad de cobertura a las negociaciones dentro de un Estado miembro o una zona de ofertas.”

Con la explicación que se contiene en los siguientes considerandos:

“(28) En ese contexto, los Estados miembros deben esforzarse por crear las condiciones de mercado adecuadas para los instrumentos de mercado a largo plazo, como los CCE. Los CCE son acuerdos bilaterales de compraventa entre productores y compradores de electricidad, celebrados de forma voluntaria y basados en las condiciones de precio del mercado sin intervenciones reguladoras en el establecimiento de los precios. Los CCE proporcionan estabilidad de precios a largo plazo para el cliente y la seguridad necesaria para que el productor tome la decisión de inversión. No obstante, solo unos pocos Estados miembros tienen mercados activos de CCE y los compradores suelen limitarse a grandes empresas, también porque los CCE se enfrentan a una serie de obstáculos, en particular la dificultad de cubrir el riesgo de impago del comprador en esos acuerdos a largo plazo. Los Estados miembros deben tener en cuenta la necesidad de crear un mercado dinámico de CCE a la hora de establecer las políticas para alcanzar los objetivos de descarbonización energética establecidos en sus planes nacionales integrados de energía y clima. A la hora de diseñar medidas que afecten directamente a los CCE, los Estados miembros deben respetar las posibles expectativas legítimas y tener en cuenta los efectos de dichas medidas en los CCE existentes y futuros.

(29) De conformidad con la Directiva (UE) 2018/2001, los Estados miembros deben evaluar los obstáculos administrativos y normativos a los CCE de energía renovable a largo plazo, suprimir los obstáculos injustificados y los procedimientos o cargas desproporcionados o discriminatorios y promover la adopción de dichos acuerdos. Además, los Estados miembros deben describir las políticas y medidas para facilitar la utilización de acuerdos de compra de energía renovable en sus planes nacionales integrados de energía y clima. Sin perjuicio de esta obligación de informar sobre el contexto normativo que afecta al mercado de los CCE, los Estados miembros deben garantizar que los instrumentos para reducir los riesgos financieros asociados al incumplimiento por parte del comprador de sus obligaciones de pago a largo plazo en el marco de los CCE sean accesibles a los clientes que se enfrentan a barreras de entrada en el mercado de los CCE y que no se encuentran en dificultades financieras. Los Estados miembros deben poder decidir establecer un sistema de garantía a precios de mercado, si el acceso a las garantías privadas es imposible o insuficiente. Cuando un Estado miembro establezca tal sistema de garantía, debe incluir disposiciones para evitar reducir la liquidez en los mercados de la electricidad, por ejemplo mediante CCE financieros. Los Estados miembros pueden optar por facilitar la agregación de la demanda de CCE de clientes que se enfrentan individualmente a barreras de entrada en el mercado de los CCE, pero que, colectivamente, deben poder plantear una oferta atractiva de CCE a los productores. Los Estados miembros no deben prestar ayudas a los CCE para la compra de electricidad generada a partir de combustibles fósiles. Los Estados miembros deben poder limitarse a apoyar únicamente los sistemas de garantía que respalden la nueva generación de energía renovable, en consonancia con sus políticas de descarbonización, en particular cuando el mercado de los CCE de energía renovable no esté lo suficientemente desarrollado. Si bien el enfoque por defecto debe ser la no discriminación entre consumidores, los Estados miembros pueden optar por orientar esos instrumentos hacia categorías específicas de consumidores, aplicando criterios objetivos y no discriminatorios. En ese marco, los Estados miembros deben garantizar la coordinación adecuada, en particular con las instalaciones proporcionadas a escala de la Unión, por ejemplo por el Banco Europeo de Inversiones (BEI).

(30) Los Estados miembros disponen de varios instrumentos para apoyar el desarrollo de los mercados de CCE a la hora de diseñar y asignar la ayuda pública. Permitir que los promotores de proyectos de energía renovable que participen en una licitación de ayuda pública reserven una parte de la generación para venderla a través de un CCE contribuiría a fomentar y aumentar los mercados de CCE. Además, como parte de la evaluación de esas licitaciones, los Estados miembros deben esforzarse por aplicar criterios destinados a incentivar el acceso al mercado de los CCE para los agentes que se enfrentan a barreras de entrada, como las pequeñas empresas y las medianas empresas, dando preferencia a los licitadores que presenten un CCE firmado o se comprometan a firmar un CCE para una parte de la generación del proyecto procedente de uno o varios compradores potenciales que tengan dificultades para acceder al mercado de los CCE.

(31) A fin de contribuir a la transparencia y al desarrollo de los mercados de CCE a escala de la Unión y de los Estados miembros, la ACER debe publicar una evaluación anual de dichos mercados, evaluar la necesidad de elaborar y publicar modelos voluntarios de CCE y elaborarlos si la evaluación concluye que existe tal necesidad.

(32) Los Estados miembros deben prestar especial atención a los CCE transfronterizos y eliminar las barreras injustificadas relacionadas específicamente con ellos, permitiendo a los consumidores de los Estados miembros con capacidad limitada acceder a la electricidad generada en otras regiones sin discriminación.

(33) Cuando, sobre la base de la evaluación correspondiente, la Comisión llegue a la conclusión de que los Estados miembros necesitan apoyo para eliminar barreras en los mercados de CCE, debe poder elaborar orientaciones específicas. El objetivo principal de estas orientaciones debe ser la eliminación de las barreras que impiden la expansión de los mercados de CCE, en particular los CCE transfronterizos. Estas barreras pueden adoptar muchas formas, desde barreras normativas, en particular los procedimientos o cargas desproporcionados o discriminatorios, hasta el papel de las garantías de origen o el tratamiento de los CCE en el acceso de los compradores potenciales a soluciones de financiación.”

O sea, los PPA’s no sólo protegen al consumidor frente a los cisnes negros                         -perspectiva de 2021 y 2022-, sino que, a la vista de lo que está sucediendo ahora (los cisnes albinos) también pueden darse la vuelta y servir para amparar a los productores. Tutti contenti.

Por supuesto que la extensión de las ventas a plazo trae consigo el desarrollo de los instrumentos financieros correspondientes, lo cual explica otra disposición continental que se acaba de aprobar, el Reglamento (UE) 2024/1106 del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 de abril de 2024 por el que se modifican los Reglamentos (UE) nº 1227/2011 y (UE) 2019/942 en lo que respecta a la mejora de la protección de la Unión contra la manipulación del mercado en el mercado mayorista de la energía. El Considerando 2 se dedica de manera específica a ello. 

¿Por qué decimos que en los Estados miembros esas medidas de las normas de 2024 se habían anticipado ya? En el caso de España (y aparte de la eliminación del valor de ajuste por desviación de los precios de mercado para los productores renovables, medida acordada por el Real Decreto-Ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las económicas y sociales de la guerra en Ucrania) hay que citar, de entrada, una disposición ya familiar para el lector, el Real Decreto-Ley 17/2021, de 14 de septiembre, cuyo Art. 3 se llama precisamente Fomento de la contratación a plazo mediante mecanismos de mercado para la asignación de energía inframarginal gestionable y no emisora (ya sabemos lo que significan esos tres adjetivos). En el Preámbulo se afirma, con tono de lamentación, lo siguiente:

“A pesar de que la evolución de la liquidez del mercado a plazo español en los dos últimos años ha sido positiva, esta es todavía significativamente inferior a la registrada en 2013 (año en el que el volumen de negociación alcanzó un máximo histórico, que representó el 150% de la demanda de electricidad) y sigue siendo muy inferior a la de otros mercados europeos, como el alemán y el francés”. 

¿Por qué el máximo se alcanzó precisamente en 2013? Tal vez una de las causas está en otro dato que el lector ya ha tenido ocasión de leer: la reforma a comienzos de 2014 del mecanismo de cálculo del precio voluntario al pequeño consumidor, para acabar con unas subastas CESUR trimestrales en las que se veían más problemas que soluciones. Ahora las cosas se ven de manera inversa y de ahí el Real Decreto 446/2023, de 13 de junio, por el que se modifica el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación. Una modificación que -así lo afirma el título a modo de conclusión anticipada- busca “la indexación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica a señales a plazo y reducción de su volatilidad”. En el Preámbulo, II, puede leerse lo siguiente:

“En la redacción original del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, la determinación del coste de la energía se configuraba exclusivamente como una media ponderada de los precios del mercado diario y de los precios de las sesiones intradiarias, lo que causaba la exposición a dichos mercados (…).

Por tanto, por medio de este Real Decreto se introduce una señal de precios a los productos a plazo, configurando dicha señal como una cesta de productos a plazo con referencia al mercado a plazo gestionado por OMIP, en el que se incluye un reparto de precios entre el producto mensual, trimestral y anual.

(…).

En particular, se propone que, para la señal del precio a plazo, el reparto entre los productos anteriores se haga de tal forma que el producto mensual suponga un 10% del total, el producto trimestral se sitúe en un 36%, y el producto anual suponga un 54%”. 

En suma, que el contenido del Reglamento de 2024, en ese concreto punto de los PPA’s, ya había sido en buena medida anticipado en España. Y no sólo.

VI.2. CfD’s

 Es el (nuevo) Art. 19 quinquies, que pasa a establecer lo siguiente:

“Sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contratos bidireccionales por diferencias para inversiones

1. Los sistemas de apoyo directo a los precios para inversiones en nuevas instalaciones de generación de electricidad para la generación de electricidad a partir de las fuentes enumeradas en el apartado 4 adoptarán la forma de contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos.

El párrafo primero se aplicará a los contratos que se rigen por sistemas de apoyo directo a los precios para inversiones en nueva generación celebrados el 17 de julio de 2027 o posteriormente, o, en el caso de proyectos marinos híbridos conectados a dos o más zonas de ofertas, el 17 de julio de 2029.

La participación de los participantes en el mercado en los sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contrato bidireccional por diferencias o de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos será voluntaria.

2. Todos los sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contrato bidireccional por diferencias y de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos estarán diseñados para:

a) mantener los incentivos para que la instalación de generación de electricidad opere y participe de manera eficiente en los mercados de la electricidad y, en particular, para reflejar las circunstancias del mercado;

b) evitar cualquier efecto de distorsión del sistema de apoyo en las decisiones de funcionamiento, despacho y mantenimiento de la instalación de generación de electricidad o en el comportamiento de las ofertas en los mercados diario, intradiario, de servicios auxiliares y de balance;

c) garantizar que el nivel de protección de la remuneración mínima y del límite máximo de la remuneración excesiva se ajusten al coste de la nueva inversión y a los ingresos de mercado, para garantizar la viabilidad económica a largo plazo de la instalación de generación de electricidad, evitando al mismo tiempo la sobrecompensación;

d) evitar las distorsiones indebidas de la competencia y el comercio en el mercado interior, en particular determinando los importes de la remuneración mediante un procedimiento de licitación abierto, claro, transparente y no discriminatorio; cuando no pueda organizarse tal procedimiento de licitación, los contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos ―y los precios de ejercicio aplicables― estarán diseñados para garantizar que la distribución de los ingresos a las empresas no cree distorsiones indebidas de la competencia y el comercio en el mercado interior;

e) evitar las distorsiones de la competencia y del comercio en el mercado interior derivadas de la distribución de ingresos a las empresas;

f) incluir penalizaciones aplicables en el caso de extinción anticipada unilateral indebida del contrato.

3. En la evaluación de los contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos con arreglo a los artículos 107 y 108 del TFUE, la Comisión garantizará el cumplimiento de los principios de diseño con arreglo al apartado 2.

4. El apartado 1 se aplicará a las inversiones en nueva generación de electricidad a partir de las siguientes fuentes:

 a) energía eólica;

 b) energía solar;

 c) energía geotérmica;

 d) energía hidroeléctrica sin embalse;

 e) energía nuclear.

 5. Cualesquiera ingresos, o el equivalente en valor financiero de dichos ingresos, procedentes de sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contratos bidireccionales por diferencias y de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos mencionados en el apartado 1 se distribuirán a los clientes finales.

No obstante lo dispuesto en el párrafo primero, los ingresos, o el equivalente en valor financiero de dichos ingresos, también podrán utilizarse para financiar los costes de los sistemas de apoyo directo a los precios o las inversiones para reducir los costes de electricidad para los clientes finales.

La distribución de ingresos a clientes finales se diseñará para mantener los incentivos para reducir su consumo o pasarlo a períodos en los que los precios de la electricidad sean bajos, y no para socavar la competencia entre los suministradores de electricidad.

 6. De conformidad con el artículo 4, apartado 3, párrafo tercero, de la Directiva (UE) 2018/2001, los Estados miembros podrán eximir del cumplimiento de la obligación establecida en el apartado 1 del presente artículo a las instalaciones de energía renovable de pequeña magnitud y a los proyectos de demostración.”

Y ello en los términos que explican los siguientes Considerandos:

“(35) Cuando los Estados miembros decidan apoyar la inversión financiada con fondos públicos mediante sistemas de apoyo directo a los precios en nuevas instalaciones de generación de electricidad hipocarbónica y no fósil para alcanzar los objetivos de descarbonización de la Unión, estos sistemas deben estructurarse en forma de contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos para que incluyan, además de una garantía de ingresos, una limitación al incremento de ingresos de mercado de los activos de generación de que se trate. Considerando que la obligación en virtud del presente Reglamento debe aplicarse únicamente a las ayudas para la inversión en nuevas instalaciones de generación de electricidad, los Estados miembros deben poder decidir si conceden sistemas de apoyo en forma de contratos bidireccionales por diferencias o de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos también para las nuevas inversiones destinadas a repotenciar sustancialmente las instalaciones de generación de electricidad ya existentes, a aumentar sustancialmente la capacidad o a prolongar la vida útil de dichas instalaciones.

(36) Para garantizar la seguridad jurídica y la previsibilidad, la obligación de estructurar sistemas de apoyo directo mediante contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos debe aplicarse únicamente a los contratos en el marco de los sistemas de apoyo directo a los precios para inversiones en nuevas instalaciones de generación de electricidad celebrados el 17 de julio de 2027 o posteriormente. Este período transitorio debe ser de cinco años para los activos marinos híbridos, conectados a dos o más zonas de oferta, debido a la complejidad de dichos proyectos.

(37) La participación de los participantes en el mercado en los sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contratos bidireccionales por diferencias o de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos debe ser voluntaria.

(38) La obligación de utilizar contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos se entiende sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 6, apartado 1, de la Directiva (UE) 2018/2001.

(39) Si bien la Directiva (UE) 2024/… del Parlamento Europeo y del Consejo21+ modifica el artículo 4, apartado 3, párrafo segundo, de la Directiva (UE) 2018/2001, las restantes disposiciones del artículo 4 de dicha Directiva, que establecen principios de diseño para los sistemas de apoyo a la energía procedente de fuentes renovables, siguen siendo aplicables.

(40) Los contratos bidireccionales por diferencias o los regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos garantizarían que los ingresos de los productores procedentes de nuevas inversiones en generación de electricidad que se benefician de la ayuda pública sean más independientes de los precios volátiles de la generación basada en combustibles fósiles, que normalmente fija el precio en el mercado diario.”

Hay precedentes en España -anteriores a la crisis de precios- con las subastas de instalaciones de producción eléctrica con energías renovables, al amparo del Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula su régimen económico y ello en desarrollo del Art. 2 del previo e importantísimo Real Decreto-Ley 23/2020, de 23 de junio (“por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica”).

En el Preámbulo del citado Real Decreto 960/2020, párrafo I, se puede leer el siguiente juicio nada amable hacia el sistema anterior:

 “La actual regulación de los esquemas de apoyo a las renovables en España, basada en subastas de capacidad en las que se pujaba por una retribución a la inversión, es mejorable, dada la situación actual del desarrollo de estas tecnologías, de forma que arroje señales económicas eficientes y tenga en consideración los costes medios de producción de las mismas”.

Lo que se busca es “una reducción directa del precio de la energía incluso en los períodos de negociación en los que la última oferta casada corresponde a una tecnología de altos costes de explotación” y ello porque el nuevo productor -el seleccionado- habrá sido el que pida un “menor precio de la energía”. Del “resultado de los procedimientos de concurrencia competitiva de asignación de dicho marco retributivo” se predica que “se integra en el mercado, generando un excedente económico”.

Y siempre sabiendo que “la implementación de la potencia renovable requerida para alcanzar los objetivos en materia de generación renovable y descarbonización puede conllevar una intensa reducción de los precios del mercado eléctrico” y de ahí que haya que seguir estableciendo un floor, que “facilita el acceso a la financiación de los proyectos de energías renovables a los promotores aportando una mayor certidumbre sobre esos ingresos futuros”.

Así se celebraron (con uno u otro grado de éxito, pero esa es otra cosa) en 2021 las subastas de 26 de enero y 19 de octubre, así como en 2022 las subastas de 25 de octubre y 22 de noviembre.

 Así pues, un floor, -un mínimo- pero también, a diferencia de antes, y para que no se rompa la baraja, un capo máximo (salvo que en la oferta se hubiese renunciado a él). Lo más parecido a la figura que ahora se ha recogido a nivel europeo.

VI.3. Mecanismos de capacidad (de remuneración de la capacidad: CRM)

Es la tercera y última cosa a retener dentro del variadísimo contenido del Reglamento.

No hará falta extenderse en explicar en qué consisten los mecanismos de capacidad -en pocas palabras, y dada la necesidad de contar con una potencia de reserva para garantizar la seguridad del suministro, un dinero que perciben algunas centrales por el mero hecho de existir y encontrarse disponibles-, así como en poner de relieve el hecho notorio que los puristas de los mercados ven ahí una distorsión de la libre competencia y una ayuda de Estado, con la consecuencia de que haya que someter las cosas a un escrutinio severo. El Reglamento 943 de 2019 exigía al respecto dos análisis de la cobertura, uno nacional y otro europeo. Ahora todo se somete a revisión y se dispensa una nueva redacción -parcial- a los Arts. 21, 22 y 37.

En nuestro país merece mención el Proyecto de Orden de 2021 por el que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español. La CNMC emitió su informe el 28 de julio de 2021, pero se conoce que esas fechas estaban gafadas: coincidieron, como sabemos, con la subida en flecha de los precios del gas y el legislador tenía ya la cabeza en otras cosas.

Y es que, puestos a hablar de Maquiavelo, aparte de la necessità y la virtú, al político -el príncipe- hay que desearle fortuna, que es algo que no depende de él pero que acaba resultando determinante de los éxitos y los fracasos.

El Reglamento (sobre todo, en lo que hace a las reformas del Reglamento 943) da para mucho más, pero vamos a dejar las cosas así, al menos de momento. Digamos a modo de resumen que, en efecto, los mercados marginalistas y diarios no se cuestionan como principio, aunque sí se reduce su ámbito, al detraérseles (¿en qué medida? ¿con qué ritmo?) la energía contratada a plazo y la regulada por CfD’s.

VII. La Directiva de 2024

El derecho de excepción propiamente dicho se contiene, en el paquete de 2024, en ella, no en el Reglamento. En concreto, en el que en la Directiva 944 va a ser el (nuevo) Art. 66 bis, que igualmente merece la reproducción literal, a saber:

“Acceso a una energía asequible durante las crisis de precios de la electricidad

1. A propuesta de la Comisión, el Consejo podrá declarar, mediante una decisión de ejecución, una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión, si se cumplen las condiciones siguientes:

 a) que se den precios medios muy elevados en los mercados mayoristas de la electricidad equivalentes a al menos dos veces y media el precio medio de los cinco años anteriores y a al menos 180 EUR/MWh que se espera que continúen durante al menos seis meses, sin que el cálculo del precio medio de los cinco años anteriores tenga en cuenta los períodos en los que se haya declarado una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión;

 b) que se produzcan fuertes aumentos de los precios minoristas de la electricidad de alrededor del 70 % que se espera que continúen durante al menos tres meses.

2. La decisión de ejecución a que se refiere el apartado 1 especificará su período de validez, que podrá ser de hasta un año. Dicho período podrá prorrogarse de conformidad con el procedimiento establecido en el apartado 8 por períodos consecutivos de hasta un año.

3. La declaración de una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión conforme al apartado 1 garantizará una competencia y un comercio justos en todos los Estados miembros afectados por la decisión de ejecución, de manera que no se perturbe indebidamente el mercado interior.

4. Cuando se cumplan las condiciones establecidas en el apartado 1, la Comisión presentará una propuesta para declarar una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión, que incluirá el período de validez propuesto de la decisión de ejecución.

5. El Consejo, por mayoría cualificada, podrá modificar cualquier propuesta de la Comisión presentada con arreglo a los apartados 4 u 8.

6. Cuando el Consejo haya adoptado una decisión de ejecución conforme a lo dispuesto en el apartado 1, los Estados miembros podrán aplicar, durante el período de validez de dicha decisión, intervenciones públicas específicas y temporales en la fijación de los precios del suministro de electricidad a las pequeñas y medianas empresas. Estas intervenciones públicas deberán:

 a) limitarse a un máximo del 70 % del consumo del beneficiario durante el mismo período del año anterior, y mantener un incentivo para la reducción de la demanda;

 b) cumplir las condiciones del artículo 5, apartados 4 y 7;

 c) cuando proceda, cumplir las condiciones del apartado 7 del presente artículo;

 d) estar concebidas para minimizar toda fragmentación negativa del mercado interior.

 7. Cuando el Consejo haya adoptado una decisión de ejecución en virtud del apartado 1 del presente artículo, durante el período de validez de dicha decisión y como excepción a lo dispuesto en el artículo 5, apartado 7, letra c), los Estados miembros podrán, al aplicar intervenciones públicas específicas en la fijación de precios para el suministro de electricidad con arreglo al artículo 5, apartado 6, o al apartado 6 del presente artículo, fijar de forma excepcional y temporal un precio para el suministro de electricidad que sea inferior al coste, siempre que se cumplan las condiciones siguientes:

 a) que el precio fijado para los clientes domésticos solo se aplique, como máximo, al 80 % de la mediana del consumo de los hogares y mantenga un incentivo para la reducción de la demanda;

 b) que no exista discriminación entre suministradores;

 c) que todos los suministradores reciban una compensación por suministrar por debajo del coste de un modo transparente y no discriminatorio;

 d) que todos los suministradores tengan derecho a presentar ofertas para el precio del suministro de electricidad que esté por debajo del coste en las mismas condiciones;

 e) que las medidas propuestas no distorsionen el mercado interior de la electricidad.

 8. A su debido tiempo antes de que expire el período de validez especificado con arreglo al apartado 2, la Comisión evaluará si siguen cumpliéndose las condiciones establecidas en el apartado 1. Si la Comisión considera que siguen cumpliéndose las condiciones establecidas en el apartado 1, presentará al Consejo una propuesta para prorrogar el período de validez de una decisión de ejecución adoptada de conformidad con el apartado 1. Cuando el Consejo decida ampliar el período de validez, se aplicarán los apartados 6 y 7 durante ese período ampliado.

La Comisión evaluará y hará un seguimiento continuamente de los efectos derivados de cualquier medida adoptada en virtud del presente artículo y publicará con carácter periódico los resultados de dichas evaluaciones.”

Hasta aquí, la norma. La que en 2019 se omitió.

Y con la siguiente explicación en el Considerando 28:

“Las intervenciones públicas en la fijación de precios para el suministro de electricidad constituirían, en principio, una medida que distorsiona el mercado. Por tanto, tales intervenciones deben efectuarse únicamente cuando convenga y como obligaciones de servicio público, y deben someterse a condiciones específicas. En virtud de la presente Directiva es posible tener precios regulados para los clientes vulnerables y los clientes afectados por la pobreza energética, incluso por debajo de los costes, y, como medida de transición, para los clientes domésticos y las microempresas con independencia de que se produzca o no una crisis de precios de la electricidad. Durante una crisis de precios de la electricidad, cuando los precios al por mayor y al por menor aumenten significativamente, debe permitirse a los Estados miembros ampliar temporalmente la aplicación de los precios regulados a las pequeñas y medianas empresas. Durante una crisis de precios de la electricidad debe permitirse a los Estados miembros, de forma excepcional y temporal, fijar precios regulados por debajo de los costes por lo que respecta a los clientes domésticos y a las pequeñas y medianas empresas, siempre que ello no cree distorsiones entre los suministradores y que se compense a estos por los gastos que implica suministrar energía por debajo de los costes. Sin embargo, es necesario garantizar que esa regulación de precios tenga un objeto bien determinado y no cree incentivos para aumentar el consumo. Por lo tanto, dicha prórroga excepcional y temporal de la regulación de precios debe limitarse al 80 % de la mediana del consumo doméstico en el caso de los clientes domésticos y al 70 % del consumo del año anterior en el caso de las pequeñas y medianas empresas. A propuesta de la Comisión, el Consejo debe poder declarar, mediante una decisión de ejecución, una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión. La evaluación de la existencia de tal crisis de precios de la electricidad debe basarse en una comparación con los precios en tiempos de funcionamiento normal del mercado y, por lo tanto, debe excluir el efecto de anteriores crisis de precios de la electricidad declaradas en virtud de la presente Directiva.

Dicha decisión de ejecución también debe especificar el período de validez de la declaración de una crisis de precios de la electricidad, durante el cual se aplica la prórroga temporal de los precios regulados. Dicho período no debe superar un año. Cuando sigan cumpliéndose las condiciones para la declaración de esa crisis de precios de la electricidad, el Consejo, a propuesta de la Comisión, debe poder ampliar el período de validez de la decisión de ejecución. Está justificada la atribución de competencias de ejecución al Consejo, dadas las significativas implicaciones horizontales para los Estados miembros de cualquier decisión que declare la existencia de una crisis de precios, con la consiguiente activación de las posibilidades ampliadas de intervención pública en la fijación de precios para el suministro de electricidad. Dichas implicaciones son significativas tanto en cuanto a la cantidad de clientes afectados como a la importancia de las categorías de dichos clientes. La atribución de competencias de ejecución al Consejo también debe tener en cuenta adecuadamente la naturaleza política de ese tipo de decisión declarando una crisis de precios de la electricidad, lo que requiere un delicado equilibrio entre distintas consideraciones de actuación centrales en la decisión de los Estados miembros de implementar la fijación de precios de la energía. En el caso de los clientes vulnerables y de los clientes afectados por la pobreza energética, la regulación de precios aplicada por los Estados miembros podría cubrir el 100 % del precio de conformidad con el artículo 5 de la Directiva (UE) 2019/944. En cualquier caso, la declaración de una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión debe garantizar unas condiciones de competencia equitativas en todos los Estados miembros afectados por la decisión, de manera que no se perturbe indebidamente el mercado interior.”

El umbral que se fija no sólo es muy alto (mucho más del que se ha tenido por intolerable en 2021 y 2022), sino que, para su puesta en marcha, se recupera -ahora sí- a ese mercado mayorista al que, con los preceptos sobre PPA’s y CfD’s, se había querido empequeñecer: esa es la conclusión más elemental.

VIII. Las previsiones de reforma del Reglamento y la Directiva

¿Ha aprendido algo el legislador europeo de los brutales acontecimientos de estos últimos años? Por supuesto que sí. Para empezar, ha sufrido una cura de humildad. Lo que se acaba de aprobar es sólo un ensayo -dicho sea en honor de Popper- y habrá que estar muy atento a lo que sucede en los próximos tiempos: no estamos ante disposiciones con vocación de eternizarse ni, menos aún, de sentirse con capacidad de vaticinar más allá de un período inmediato. El Reglamento ofrece al Art. 69 una redacción de la que forma parte lo siguiente:

“a) el apartado 2 se sustituye por el texto siguiente:

«2. A más tardar el 30 de junio de 2026, la Comisión revisará el presente Reglamento y presentará un informe exhaustivo al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la base de dicha revisión, acompañado, cuando proceda, de una propuesta legislativa.

El informe de la Comisión evaluará, entre otros elementos:

 a) la eficacia de la estructura y el funcionamiento actuales de los mercados de la electricidad a corto plazo, también en situaciones de crisis o emergencia, y, de manera más general, las posibles ineficiencias del mercado interior de la electricidad y las diferentes opciones para introducir posibles correcciones e instrumentos que se apliquen en situaciones de crisis o emergencia, en vista de la experiencia a escala internacional y de la evolución y novedades del mercado interior de la electricidad;

 b) la idoneidad del actual marco jurídico y financiero de la Unión en materia de redes de distribución para alcanzar los objetivos de la Unión en lo relativo a la energía renovable y el mercado interior de la energía;

 c) de conformidad con lo dispuesto en el artículo 19 bis, el potencial y la viabilidad del establecimiento de una o varias plataformas del mercado de la Unión para los CCE, que se utilizarán con carácter voluntario, incluida la interacción de dichas plataformas potenciales con otras plataformas existentes del mercado de la electricidad y la puesta en común de la demanda de CCE mediante agregación.»;

 b) se añade el apartado siguiente:

«3. A más tardar el 17 de enero de 2025, la Comisión presentará al Parlamento Europeo y al Consejo un informe detallado en el que se evalúen las posibilidades de racionalización y simplificación del proceso de aplicación de un mecanismo de capacidad con arreglo al capítulo IV, a fin de garantizar que los Estados miembros puedan abordar oportunamente los problemas de cobertura. En ese contexto, la Comisión solicitará a la ACER que modifique la metodología para el análisis europeo de cobertura a que se refiere el artículo 23 de conformidad con los artículos 23 y 27, según proceda.

 A más tardar el 17 de abril de 2025, la Comisión, previa consulta con los Estados miembros, presentará propuestas con vistas a simplificar el proceso de evaluación de los mecanismos de capacidad, según proceda.».” 

Y eso sin contar con otros análisis de seguimiento, como el regulado en el interminable Art. 19 sexies, a saber:

“Evaluación de las necesidades de flexibilidad.

1. A más tardar un año después de que la ACER apruebe la metodología de conformidad con el apartado 6, y posteriormente cada dos años, la autoridad reguladora u otra autoridad o entidad designada por un Estado miembro adoptará un informe sobre las estimaciones de necesidades de flexibilidad para un período de, como mínimo, los cinco a diez años siguientes, a escala nacional, habida cuenta de la necesidad de lograr con una buena relación coste-eficacia la seguridad y fiabilidad del suministro y descarbonizar el sistema eléctrico, teniendo en cuenta la integración de fuentes de energía renovable variables y los diferentes sectores, así como la naturaleza interconectada del mercado de la electricidad, incluidos los objetivos de interconexión y la posible disponibilidad de la flexibilidad transfronteriza.

El informe a que se refiere el párrafo primero deberá:

a) ser coherente con el análisis europeo de cobertura y los análisis nacionales de cobertura efectuados con arreglo a los artículos 23 y 24;

 b) basarse en los datos y análisis proporcionados por los gestores de redes de transporte y gestores de redes de distribución de cada Estado miembro con arreglo al apartado 3, utilizando la metodología común en virtud del apartado 4 y, cuando estén debidamente justificados, datos y análisis adicionales.

Cuando el Estado miembro haya designado a tal fin un gestor de la red de transporte u otra entidad para adoptar el informe a que se refiere el párrafo primero, la autoridad reguladora aprobará o modificará el informe.

 2. Como mínimo, el informe a que se refiere el apartado 1:

 a) evaluará los diferentes tipos de necesidades de flexibilidad, al menos con una periodicidad estacional, diaria y horaria, para integrar en el sistema eléctrico la electricidad generada a partir de fuentes renovables, por ejemplo, los diferentes supuestos en lo que respecta a los precios del mercado de la electricidad, la generación y la demanda;

 b) tendrá en cuenta el potencial de los recursos de flexibilidad no fósil, como la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía, incluidas la agregación y la interconexión, para satisfacer las necesidades de flexibilidad, tanto a nivel de transporte como de distribución;

 c) evaluará los obstáculos a la flexibilidad en el mercado y propondrá las medidas de mitigación y los incentivos pertinentes, incluidos la supresión de los obstáculos normativos y las posibles mejoras de los mercados y de los servicios o productos de gestión de las redes;

 d) evaluará la contribución de la digitalización de las redes de transporte y distribución de electricidad, y

 e) tendrá en cuenta las fuentes de flexibilidad que se prevé que estén disponibles en otros Estados miembros.

 3. Los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución de cada Estado miembro proporcionarán a la autoridad reguladora, u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, los datos y análisis que sean necesarios para la preparación del informe al que se refiere el apartado 1. Cuando esté debidamente justificado, la autoridad reguladora, u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, podrá solicitar a los gestores de redes de transporte y a los gestores de redes de distribución de que se trate que, además de los requisitos mencionados en el apartado 4, aporten datos adicionales al informe. Los gestores de redes de transporte de electricidad o los gestores de redes de distribución de electricidad de que se trate coordinarán, junto con los gestores de redes de gas natural y de redes de hidrógeno, la recolección de la información pertinente cuando sea necesario a efectos del presente artículo.

 4. La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE coordinarán el trabajo de los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución en lo que respecta a los datos y análisis que deben proporcionarse según lo dispuesto en el apartado 3. En particular, deberán:

 a) definir el tipo y el formato de los datos que los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución deberán proporcionar a las autoridades reguladoras o a otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1;

 b) desarrollar una metodología para que los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución analicen las necesidades de flexibilidad, teniendo en cuenta al menos:

 i) todas las fuentes disponibles de flexibilidad de manera eficiente en términos de costes en los diferentes horizontes temporales, también en otros Estados miembros,

 ii) las inversiones previstas en la interconexión y la flexibilidad en el nivel de transporte y de distribución, y

 iii) la necesidad de descarbonizar el sistema eléctrico a fin de cumplir los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima, tal como se definen en el artículo 2, punto 11, del Reglamento (UE) 2018/1999, y el objetivo de neutralidad climática para 2050 establecido en el artículo 2 del Reglamento (UE) 2021/1119, de conformidad con el Acuerdo de París aprobado en virtud de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático*.

La metodología a que se refiere la letra b) del párrafo primero contendrá criterios orientativos sobre el modo de evaluar la capacidad de las diferentes fuentes de flexibilidad para cubrir las necesidades de flexibilidad.

 5. La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE cooperarán estrechamente en la coordinación de los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución en lo que respecta al suministro de datos y análisis con arreglo al apartado 4.

 6. A más tardar el 17 de abril de 2025, la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE presentarán conjuntamente a la ACER una propuesta sobre el tipo de datos y el formato que deben presentarse a la autoridad reguladora u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, y la metodología para el análisis de las necesidades de flexibilidad a que se refiere el apartado 4. En un plazo de tres meses a partir de la recepción de la propuesta, la ACER la aprobará o la modificará. En este último caso, la ACER consultará al Grupo de Coordinación de la Electricidad, a la REGRT de Electricidad y a la entidad de los GRD de la UE antes de adoptar las modificaciones. La propuesta adoptada se publicará en el sitio web de la ACER.

 7. La autoridad reguladora u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1 presentará a la Comisión y a la ACER los informes a que se refiere el apartado 1 y los publicarán. En un plazo de doce meses a partir de la recepción de los informes, la ACER publicará un informe en el que los analice y formule recomendaciones sobre cuestiones de importancia transfronteriza en relación con las conclusiones de la autoridad reguladora o de otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, incluidas recomendaciones sobre la eliminación de los obstáculos a la entrada de recursos de flexibilidad no fósiles.

Entre las cuestiones de importancia transfronteriza, la ACER evaluará:

 a) el modo de integrar mejor el análisis de las necesidades de flexibilidad a que se refiere el apartado 1 del presente artículo con la metodología para el análisis europeo de cobertura de conformidad con el artículo 23 y la metodología para el plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión, garantizando la coherencia entre ellos;

 b) las estimaciones de necesidades de flexibilidad en el sistema eléctrico a escala de la Unión y su potencial económicamente disponible previsto para un período de los cinco a los diez años siguientes, teniendo en cuenta los informes nacionales;

 c) la posible introducción de nuevas medidas para liberar el potencial de flexibilidad en los mercados de la electricidad y en la gestión de las redes.

Los resultados del análisis a que se refiere el párrafo segundo, letra a), podrán tenerse en cuenta en nuevas revisiones de las metodologías a que se refiere dicha letra de conformidad con los actos jurídicos pertinentes de la Unión.

 El Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático podrá, por iniciativa propia, aportar datos sobre el modo de velar por el cumplimiento de los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y su objetivo de neutralidad climática para 2050.

8. La REGRT de Electricidad actualizará el plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para incluir los resultados de los informes nacionales de las necesidades de flexibilidad a que se refiere el apartado 1. En sus planes de desarrollo de la red, los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución tendrán en cuenta dichos informes.”

De la Directiva puede decirse tres cuartos de lo mismo. El Art. 3, Transposición, establece para los Estados miembros con carácter general un plazo de sólo seis meses -más corto de lo habitual, como es sabido-, pero la regla de revisión que se contiene en el (nuevo) Art. 69.2 de la Directiva 944 establece un término que vence poco después, a finales de 2025:

“A más tardar el 31 de diciembre de 2025, la Comisión revisará la aplicación de la presente Directiva y presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo. Si procede, la Comisión presentará una propuesta legislativa junto con el informe o posteriormente.

 En la revisión de la Comisión se analizará, en particular, la calidad del servicio ofrecido a los clientes finales y si los clientes, especialmente los vulnerables y los afectados por la pobreza energética, reciben una protección adecuada en el marco de la presente Directiva.”

En suma, que habrá que estar a lo que suceda en los próximos meses. Nada está escrito. El legislador europeo quiere que las relaciones jurídicas del planeta de la electricidad se hagan pensando en un arco temporal extenso -PPA’s, CfD’s, …- pero él mismo se muestra consciente del mundo en el que vivimos, donde profetizar resulta arriesgadísimo. Lo dicho: ha sufrido un ataque de eso que se llama realismo, palabra que es casi sinónima de humildad.

Volviendo a la Roma republicana y al debate del año 195 antes de Cristo: hoy sabemos que era a Valerio, y no a Catón, a quien, al discutir sobre la naturaleza de las normas -no sólo la lex Opia, que representaba sólo la excusa para el debate-, le asistía la razón. Todo nace en un contexto y se debe a él.

IX.- Referencia especial a algunos datos de España

Para no hacer eternas estas líneas, lo último que queda por decir debe ser necesariamente muy breve: qué hacer, en España, con el cisne albino en el que nos encontramos. Los mercados, como sabemos, están ofreciendo unas señales de precios que resultan inequívocos, en el sentido de mostrar que no tiene sentido seguir incrementando la implantación de plantas renovables, sobre todo fotovoltaicas, porque, con la actual demanda de electricidad, el producto -el kilovatio- vale poco o incluso nada: entre las causas, que como siempre son varias, las hay de carácter estructural, con entera independencia de que caigan más o menos litros de agua o el sol luzca con tal o cual grado de intensidad en un día o en el siguiente. El colapso (“el bien escaso”) está en las redes de transporte y distribución y en concreto en el acceso y conexión a las mismas.

De nuevo, una cita a la prensa de los últimos tiempos. El mundo, 17 de junio, al hilo de la industria de fabricación de coches eléctricos: “Stellantís no está garantizada”. Y con cita de un informe de CEPSA: “En el parque móvil nacional había al cierre de 2023, 466.178 vehículos eléctricos, lejos del objetivo de 5,5 millones que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima recoge para 2030. Son datos que contrastan con el avance que se está produciendo en el resto del mundo”.

La regulación no lo es todo (se insiste: el derecho constituye sólo una pieza dentro de un mundo mucho más vasto y complejo) pero nadie podrá discutir que aquí hay, para decirlo con el lenguaje suave que a veces se emplea en la prosa oficial, mucho margen de mejora. La electrificación de la economía (y en concreto la electrificación descarbonizada: o sea, el porcentaje de energía con ese origen dentro del consumo total de energía) tiene ahí, de momento, su asignatura pendiente. Es a donde habría que dirigir los incentivos. Y el nuevo Reglamento europeo contiene un precepto específico que muestra que la preocupación es generalizada. Es el Art. 19 quater, a saber:

“Medidas de la Unión para contribuir a la consecución de la cuota adicional de energía procedente de fuentes renovables

La Comisión evaluará si unas medidas a nivel de la Unión pueden contribuir al esfuerzo colectivo de los Estados miembros para lograr una cuota adicional de energía procedente de fuentes renovables del 2,5 % del consumo final bruto de energía de la Unión en 2030 en virtud de la Directiva (UE) 2018/2001, como complemento de las medidas nacionales. La Comisión analizará la posibilidad de utilizar el mecanismo de financiación de energías renovables de la Unión establecido en virtud del artículo 33 del Reglamento (UE) 2018/1999 para organizar subastas de energía renovable a nivel de la Unión en consonancia con el marco normativo pertinente.”

Pero centrémonos en lo español, lo que antes se llamaba el derecho patrio y en concreto sobre la electricidad. La retribución del transporte y la distribución se encuentra regulada -así debe ser y así es- y hay que poner el foco en las normas al respecto. Del Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica (una norma de su tiempo: se trataba de recortar costes del sistema eléctrico sin mirar más allá) establece en el Art. 11, Planes de inversión y autorización del volumen de inversión, que, como principio, “el volumen anual de inversión en la red de transporte de energía eléctrica puesto en el servicio en el año n con derecho a retribución a cargo del sistema el año n + 2 no podrá superar el 0,065 por ciento del producto interior bruto de España previsto (…) para el año n”. Cabe subir o bajar esa cifra en virtud de hechos sobrevenidos, pero el punto de partida es ese.

Por su parte, el Real Decreto 1048/2013, del mismo día, y para la distribución, contiene un precepto similar en el Art. 16, aunque ahora la cifra es el doble: 0,13 por ciento.

Digamos entre paréntesis que esas limitaciones fueron flexibilizadas mediante la Disposición Adicional Segunda del Real Decreto-Ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica. En plena época del COVID-19, por cierto.

De 2019, poco antes de la pandemia, es la Circular de la CNMC de 12 de noviembre, que establece la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, y de regasificación, transporte y distribución de gas. Y que, en su Disposición Adicional Primera, además da el paso de fijar la tal tasa para el período regulatorio 2020-2025.

En fin, muy reciente es el Real Decreto-Ley 8/2023, de 27 de diciembre, más arriba citado, que dedica el Art. 31 a la Regulación de los permisos de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica para el impulso ordenado de la demanda de electricidad. Se modifica el Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, que es el que se ocupa de esa materia, pero de manera insuficiente. El nuevo apartado 6 del Art. 9 se ocupa de las solicitudes de acceso de demanda, pero sólo “para realizar autoconsumo”. Hay preceptos también para los concursos de demanda para el acceso y conexión, pero queda por ver en qué se terminan plasmando.

Eso es, en síntesis, lo que hoy tenemos al respecto. Que se queda corto para los objetivos a alcanzar -incrementar la demanda para así, entre otras cosas, que los precios del mercado mayorista de electricidad se recuperen, lo que resulta absolutamente necesario para las nuevas inversiones- lo acredita el hecho de que, en los últimos tiempos se han abierto consultas públicas con los siguientes tres objetos:

– CNMC, 9 de mayo: “Consulta pública específica para la revisión de la metodología de cálculo de la tasa de retribución establecida en la Circular 2/2019, de 12 de noviembre”.

En el texto se afirma que “las redes de electricidad tendrán un papel fundamental en la electrificación de la economía, siendo necesario que la tasa de retribución financiera en el siguiente período regulatorio posibilita las inversiones eficientes”. El “siguiente período” es el que empieza el 1 de enero de 2026 y llega hasta el 31 de diciembre de 2031.

– CNMC, también 9 de mayo: “Consulta pública específica para la revisión de la metodología de cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica para el período regulatorio 2026-2031”. La afirmación a resaltar es la siguiente:

“(…) las redes eléctricas juegan un papel fundamental en el proceso de transición limpia en la que se encuentra actualmente inmerso el sector energético. Así lo ha destacado la Comisión Europea en su Plan de Acción de la UE para las Redes, publicada en noviembre de 2023. En particular, en dicha Comunicación se destaca que las redes de distribución están obligadas a crecer y a cambiar para conectar grandes cantidades de generación descentralizada de energías renovables, así como nueva demanda, demanda flexible y demanda para movilidad”.

– Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 4 de junio: “Consulta pública previa sobre la modificación del límite de inversiones en redes”. Poniéndose de relieve cuáles son los “problemas que se pretenden solucionar con la modificación de la normativa”, a saber:

“La determinación del volumen de inversión en redes de transporte y distribución fue establecida en un contexto económico y energético distinto al actual. La regulación establecida en el Real Decreto 1047/2023, de 27 de diciembre, y el Real Decreto 1048/2023, de 27 de diciembre, estaba determinada principalmente por la necesidad de contener los costes del sistema eléctrico en un momento en el que la prioridad era asegurar la sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico en un contexto de menor dinamismo de la transición energética, en el que no se preveían necesidades de transformación para incorporar nuevas grandes demandas de generación o de consumo.

Más de una década después el sector energético en general, y el eléctrico en particular, se encuentran inmersos en una transformación estructural, impulsando una transición energética cuyas manifestaciones principales son el despliegue de las renovables, la electrificación de la economía, el desarrollo de nuevos combustibles y la aparición de nuevos modelos de negocio asociados al despliegue de los recursos distribuidos”.

Los “objetos de modificación de la normativa” son, en consecuencia, los siguientes:

 “(…) se busca adaptar la regulación a las nuevas oportunidades industriales y económicas que la transición energética representa para España a través de una mayor inversión en redes de transporte y distribución con la máxima eficiencia económica”.

 Y siempre “preservando las señales de electrificación y competitividad económica minimizando el coste de los peajes para los consumidores”.

 Hasta aquí, las tres consultas públicas que se acaban de abrir, dos por la CNMC y una tercera por el Ministerio. El mensaje resulta inequívoco: las autoridades han mostrado la virtú de caer en la cuenta de que la asignatura pendiente, al menos en España, está en la demanda y para solucionarla -la necessità– hay que incrementar las redes, lo que a su vez exige modificar las normas sobre su economía. Habrá que ver lo que se termina aprobando y cuándo, pero nadie podrá discutir que los poderes públicos -un caso evidente de lo que los modernos llamen la smart regulation– no son insensibles al espíritu del tiempo.

Sí, el Reglamento y la Directiva que Europa acaba de aprobar aportan herramientas jurídicas para que el cisne negro de 2021-2022 no se reproduzca: algo a celebrar. Ahora el problema es el otro cisne, el albino. La pelota -el incremento de la demanda- está sobre todo en el tejado de los Estados miembros y todo parece indicar que en España hemos terminado reconociéndolo. Nunca es tarde si la dicha es buena.

Diciembre de 2025 está a la vuelta de la esquina y poco después viene junio de 2026, cuando, en Bruselas, la Comisión, como sabemos, tendrá que presentar un informe sobre qué ha sucedido, para bien y para mal, con las novedades que se acaban de introducir en el Reglamento y en la Directiva. Un trabajo ciertamente ímprobo, porque los datos a recabar, incluso dentro de uno solo de los Estados miembros, son verdaderamente abrumadores. Nos jugamos mucho en el empeño. Dios quiera que, en la ruta de la descarbonización (y salvando las diferencias de opinión sobre el ritmo a seguir, debate que, a partir del resultado de las elecciones del reciente 9 de junio, resulta imposible esquivar), nos acompañe también lo tercero de Maquiavelo, la fortuna. Borges (volvamos a él) le llamaba el azar y lo definía como “nuestra ignorancia de la compleja maquinaria de la causalidad”. Cuanto más humildes nos mostremos, mejor.

[1] El presente texto recoge en esencia la intervención de su autor en el Club Español de la Energía, el 7 de junio, en el evento organizado por la Asociación Española del Derecho de la Energía con el título “El reglamento europeo sobre la reforma del mercado eléctrico”. De ahí que, deliberadamente, carezca de notas a pie de página y relación bibliográfica.

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