La reforma ‘española’ del mercado eléctrico: en qué ha quedado el plan Ribera

El año 2023 ha estado marcado por la reforma de la Unión Europea de la forma en la que los europeos producen, distribuyen y consumen electricidad. El castigo energético que provocó Vladimir Putin a este sector vital para la economía del Viejo Continente desató este plan reformista entre los 27. Un acuerdo complejo por la multitud de intereses que existe sobre este sector y el interés de ‘barrer para casa’ de cada país. Y ahí emergió la posibilidad de una reforma ‘española’.

Cada país tenía que enviar su propuesta en enero a Bruselas. Y el Gobierno español, liderado por Teresa Ribera en esta materia, envió una ambiciosa reforma que se iría descafeinando según avanzase el debate. Ribera y los suyos querían establecer un precio fijo y regulado para las nucleares e hidráulicas, que cada país gozaría de la posibilidad de intervenir en el mercado, fijar principalmente el precio producción de energía solar y eólica en gran medida mediante subastas.

Unas ideas que pusieron el grito en el cielo, sobre todo por parte de las empresas del sector. Esta reforma la consideraron que no cumplía los objetivos que buscaban, que era dar respuesta a los factores estructurales y coyunturales de los que sufría el mercado.

Como explican los expertos de la consultora EY, desde un punto de vista estructural, la reforma buscaba respuestas a los retos de la transición energética y, en particular, cumplir los ambiciosos objetivos de despliegue de tecnologías renovables previstos en Plan REPowerEU. En consecuencia, la propuesta debe promover las ingentes necesidades de inversión asociadas a ese objetivo, calculadas por el Banco Europeo de Inversiones en más de 400.000 millones de euros anuales, a partir de datos de la Comisión Europea. 

Desde un punto de vista coyuntural, como comentan desde la consultora, el aumento de la demanda energética tras la recuperación postpandemia y los diferentes problemas geopolíticos, acrecentados con el conflicto bélico en Ucrania, derivaron en un aumento muy significativo del precio del gas natural entre mediados de 2021 y 2022 que se contagió rápidamente al mercado eléctrico, debido al papel importante que este juega como vector energético en la UE y, en particular, en la generación eléctrica.

Ribera chocó con la Comisión

Para el sector, el plan de Ribera era una intervención del mercado que desincentivaba la inversión para lograr estos objetivos. La propuesta de la Comisión Europea evidenció esa teoría. Bruselas puso encima de la mesa, más que una reforma, una evolución del sistema actual.

Los funcionarios europeos ponían encima de la mesa mantener el sistema de precios marginalista en el mercado intradía, de forma que la tecnología más cara, generalmente el gas, fija el precio del resto de formas de generación. Pero promueve que se reduzca la exposición a ese mercado volátil, incentivando el desarrollo de los mercados a largo plazo, como son los contratos por diferencias bilaterales (CfDs) apoyados por el Estado y los acuerdos de compraventa de energía (PPAs) en el ámbito privado.

Una forma suave de parar los pies al plan español. Aunque Ribera tenía un ‘as en la manga’. Tras hablar la Comisión, las otras ‘dos patas’ de la Unión Europea que darían forma a esta reforma iban a tener acento español. El Parlamento Europeo concedería al socialista gallego, Nicolás González Casares, como negociador jefe de la Eurocámara para la reforma del mercado y el Consejo de la Unión Europea afrontaría este relevante cambio normativo bajo la presidencia española en el segundo semestre de 2023.

El 'árbitro' de Francia contra Alemania

Un protagonismo de España que, finalmente, se quedó en el de ‘moderador’ o ‘facilitador’ del acuerdo, más que llevar el debate a su plan inicial. Los gobiernos de Emmanuel Macron y Olaf Scholz han buscado tanto en el Parlamento como en el Consejo mover la reforma a su favor en su lucha por ser la gran potencia de la Unión Europea, con las nucleares y las ayudas a los gastos energéticos de la industria como ‘las manzanas de la discordia’. Un asunto clave para la competitividad de sus industrias nacionales.  

Por un lado, Francia ha sido siempre partidaria de la intervención del precio de la luz, donde el mercado está en manos de una empresa pública que controla las centrales nucleares. En el caso alemán, la apuesta son los incentivos fiscales a la industria, tal y como anunció en agosto Olaf Scholz con 50 medidas fiscales dirigidas a mejorar el crecimiento y la competitividad de las empresas cuyo impacto se cifró en unos 32.000 millones de euros. Y con esos objetivos, cada país dinamitaba las reuniones si veía que la aguja se movía a favor de su ‘rival’. 

Ribera y González Casares lograron que el Parlamento en julio y el Consejo en octubre cerrasen una posición común para reformar el mercado. En diciembre, el nuevo modelo de mercado se firmaba entre Parlamento, Consejo y Comisión Europea. A falta del último trámite de ratificación en el Parlamento y el Consejo, la compleja reforma quedaba zanjada. 

“Este acuerdo nos ayudará a reducir aún más la dependencia de la UE del gas ruso y a impulsar la energía libre de combustibles fósiles para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Gracias a él podremos estabilizar los mercados a largo plazo, acelerar el despliegue de fuentes de energía renovables y libres de fósiles, ofrecer electricidad más asequible a los ciudadanos de la UE y mejorar la competitividad industrial”, declaraba el pasado 14 de diciembre la ministra de Transición Ecológica y vicepresidenta tercera, Teresa Ribera.

¿En qué ha quedado? 

El éxito ha sido alcanzar un acuerdo entre tantos intereses particulares. El problema es que ha quedado un reforma 'light' si se tiene en cuenta las expectativas iniciales. El resumen de los cambios aplicados consisten en favorecer el despliegue de las renovables, buscar la estabilidad de precios y proteger a los consumidores de cara a futuras crisis energéticas.

Medidas como los acuerdos de compra de electricidad, donde los países podrán respaldar la compra de nueva generación renovable cuando las condiciones lo permitan y en consonancia con sus planes de descarbonización, el famoso 'PNIEC' en el caso español.

También destaca el pacto para acceder a energía asequible durante una crisis de precios de la electricidad, si el Consejo de la Unión Europea lo considera necesario. Esta reforma refuerza las medidas que deben aplicar para proteger a los clientes vulnerables y con escasez de energía.

Este acuerdo nos ayudará a reducir aún más la dependencia de la UE del gas ruso y a impulsar la energía libre de combustibles fósiles para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero Teresa Ribera

La parte más técnica, aunque no menos importante, es a la que se refiere a los mecanismos de capacidad y los 'polémicos' contratos por diferencia (CFD). En el primer caso, esos mecanismos que sirven para financiar plantas de generación eléctrica que están disponibles 'por si acaso' tendrá una mayor integración en el sistema y se incluye una excepción del límite de emisiones de CO2 para los mecanismos de capacidad ya autorizados, tal y como pedía Polonia para sus centrales de carbón.

El segundo punto técnico hace referencia a los contratos bidireccionales por diferencias, que consiste en que el generador y el comprador pactan una horquilla de precio máximo, dentro de la cual el contrato por diferencias (CFD) no se activará, y el generador recibirá la totalidad del importe.

En el caso de que el precio del mercado descienda por debajo del límite mínimo establecido por la horquilla, el generador recibirá la diferencia entre el precio de la horquilla y el precio del mercado. En situación opuesta, si el precio de mercado supera el límite máximo de la horquilla, el generador abonará la diferencia entre el precio de mercado y el límite máximo de la horquilla.

Los estados miembros puede actuar como compradores de energía en estos CFDs en nuevas instalaciones de generación de electricidad basadas en la energía eólica, la energía solar, la energía geotérmica, la energía hidroeléctrica sin embalse y la energía nuclear, como pedía Francia. La reforma apoya que los estados miembros trasladen los beneficios recogidos con los CFDs a los consumidores finales, especialmente aquellos en situación de vulnerabilidad.

Unos cambios que permiten avanzar hacia una energía más barata y más verde, las dudas siguen estando sobre si el mercado podría aguantar una crisis energética similar a la vivida entre 2021 y 2023. España se ha colgado de la medalla de impulsor del acuerdo, los protagonistas han sido tanto Francia como Alemania y ahora se espera que el pacto se cierre en el arranque de 2024 para que la reforma sea real.