La reforma del mercado eléctrico echa a andar en busca de precios "asequibles" pero sin cambios inmediatos

Ni consumidores ni productores de electricidad notarán nada nuevo este martes, pero las reglas del mercado eléctrico serán distintas a partir de ese momento, cuando entra en vigor la reforma del mercado eléctrico, aprobada por los veintisiete Estados de la Unión Europea el pasado 21 de mayo. El objetivo de la nueva norma, nacida al calor de la crisis energética de los últimos tres años, es conseguir precios de la electricidad "asequibles" y "competitivos" para "todos los consumidores"; pero la reforma no toca el sistema de formación de precios actual.

El denominado sistema marginalista, por el cual la tecnología más cara (normalmente, el gas) es la que marca el precio, "ofrece eficiencia, transparencia e incentivos para mantener los costes lo más bajos posible", defiende la Comisión Europea en un comunicado publicado este miércoles. "La alternativa no ofrecería precios más baratos. En el modelo (opuesto) de pago por oferta, los productores (incluidos los de energías renovables baratas) simplemente ofertarían al precio que esperan que el mercado se vacíe, no a cero o a sus costos de generación", añade.

Por tanto, la nueva norma no ataca el fondo del problema, sino que dota a los países de 'nuevos' instrumentos para tratar de reducir el peso del mercado mayorista y, al mismo tiempo, impulsar el despliegue de las energías renovables. Estas son las principales novedades, aunque muchas de esas medidas están vigentes en España desde hace tiempo y la Comisión Europea se guarda la posibilidad de revisar la reforma en 2026.

Una de las cuestiones que busca es impulsar los contratos a plazo, a través de acuerdos de compraventa de energía entre un productor y un consumidor (conocidos como PPA, por sus siglas en inglés) que les garanticen a ambos un precio fijo a largo plazo. Se trata de acuerdos privados y voluntarios, que los Estados miembros "deberán" fomentar con "políticas y medidas" que tendrán que describir en sus planes nacionales integrados de energía y clima. En la actualidad, estos contratos apenas están activos en "unos pocos" países y los compradores "suelen limitarse a grandes empresas". Para cambiar esa realidad, la nueva legislación plantea reducir los riesgos financieros de productores y consumidores con un sistema de garantías, que puede dirigirse a "categorías específicas de consumidores". Pero España ya cuenta con un mecanismo así, el fondo FERGEI, creado en 2020, en el marco del Estatuto de la Industria Electrointensiva dotado de 200 millones de euros anuales hasta un máximo de 600 millones de euros, para avalar a los grandes consumidores de energía, pero sin demasiado éxito.

La medida estrella son los 'contratos por diferencias' (CFD, por sus siglas en inglés), sobre todo para impulsar nuevas instalaciones de eólica marina o fotovoltaica flotante. Esto son contratos entre el productor de energía y un Gobierno que sirven para apoyar las inversiones en generación eléctrica: cuando el precio de mercado resulta inferior al pactado en el contrato, el Gobierno lo ha de complementar, de modo que el productor no pierda; sin embargo, si el precio de mercado resulta superior a lo pactado en el contrato inicial, el generador ha de devolver una cantidad al Gobierno, con el fin de evitar ganancias excesivas para los generadores. En un escenario de precios altos, este mecanismo genera "una fuente adicional de ingresos" para los países que se deberá utilizar para "atenuar" el impacto de las facturas de los consumidores, en particular de los más vulnerables. Pero también para financiar inversiones dirigidas a reducir estos costes y, en particular, para "actividades económicas específicas como las inversiones en el desarrollo de redes de distribución, fuentes de energía renovables e infraestructura de carga de vehículos". En España, estos contratos funcionan desde hace tiempo, a partir de subastas e, incluso, existe un calendario de pujas hasta 2025. Como novedad, se incluye la posibilidad de utilizarlos para "inversiones" en repotenciación o prolongar la vida útil de una instalación.

Además de en la compraventa de energía, la norma también busca asegurar el suministro en un sistema eléctrico que cada vez será más renovable. Para evitar 'apagones' cuando las tecnologías renovables no sean suficientes para abastecer la demanda, los países deben definir un "objetivo nacional indicativo" de flexibilidad de "tecnologías no fósiles" en sus planes nacionales integrados de energía y clima, con contribuciones específicas de mecanismos como la respuesta de la demanda -actualmente, en España, este instrumento se utiliza en las grandes industrias, a las que se paga por parar su actividad cuando se le requiere- o el almacenamiento. A partir de aquí, la Comisión Europea elaborará una estrategia de la Unión Europea en materia de flexibilidad, que deberá acompañar de una propuesta legislativa.

Además, la nueva norma introduce la posibilidad de que los países puedan dar "ayudas" para fomentar esta flexibilidad, a través de "pagos por capacidad disponible". Esto es retribuir a las centrales que tienen la posibilidad de decidir cuándo producen energía por estar disponibles cuando sea necesario. Este tipo de servicios ya existen en la regulación europea actual, pero la nueva legislación deja de considerarlos como una herramienta de último recurso. El problema es que la adopción de estos mecanismos es "compleja" y puede llevar hasta una década, pero la Comisión Europea diseña una vía exprés que reduzca el proceso hasta un máximo de dos meses. Esta es la medida que más podría favorecer un cambio en España, al permitir su uso para que las instalaciones de gas sirvan de respaldo al sistema eléctrico.

La nueva norma también defiende la inversión en redes "dentro y fuera de las fronteras" como "crucial" para la "seguridad de suministro". "Dicha inversión es necesaria para integrar la energía renovable y la demanda en un contexto en el que se encuentran más distantes que en el pasado y, en última instancia, para ampliar los objetivos climáticos y energéticos de la Unión Europea", afirma el texto, que añade que "las autoridades reguladoras deben promover la aceptación pública y el uso de la inversión anticipatoria" y propone diseñar tarifas "que tengan en cuenta los gastos operativos y de capital de los gestores de redes". Las grandes eléctricas llevan meses pidiendo al Ministerio para la Transición Ecológica una planificación de redes más ágil, así como una mayor retribución por esta infraestructura y la eliminación del límite a la inversión.

Además, la Comisión Europea tendrá "el poder" de declarar una crisis y establecer los "criterios" para hacerlo, en caso de que se den precios medios "muy elevados" equivalente al menos a dos veces y media el precio medio de los cinco años anteriores y a al menos 180 euros por megavatio-hora (MWh) "que se espera que continúen durante al menos seis meses" o se producen fuertes aumentos de los precios minoristas de la electricidad de alrededor del 70% que se espera que continúen durante al menos tres meses. En ese caso, los Estados miembros podrán aplicar "intervenciones públicas específicas y temporales en la fijación de los precios del suministro de electricidad a las pequeñas y medianas empresas". De esta forma, si este año o el que viene vuelve a producirse una crisis como la iniciada por Moscú en la primavera de 2021 al presionar el grifo del gas, el efecto hacia arriba de los precios de la electricidad sería el mismo, pero existen criterios para saber cómo proceder y hacerlo de forma rápida.

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