Índice

I.

Introducción

2

II.

¿Qué son los contratos por diferencias?

3

a.

Definición y principios fundamentales

3

b.

Categorías de contratos por diferencias

5

c.

Contratos bidireccionales por diferencias transfronterizos

6

III.

Ventajas de unos contratos por diferencias más inteligentes

6

a.

Reducir los costes de inversión mediante una mayor seguridad de los precios

7

b.

Maximizar el valor de las inversiones garantizando el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico

7

c.

Reducir las restricciones a las energías renovables con incentivos a la inversión adecuados

7

d.

Reducir los costes de la energía atrayendo al mercado una generación limpia adicional de bajo coste y desplazando la generación de combustibles fósiles de coste elevado

8

IV.

Marco jurídico

8

V.

Diseño inteligente de los contratos bidireccionales por diferencias

9

VI.

Elementos de diseño individuales

12

a.

Prevención de distorsiones del comportamiento de las ofertas en los mercados diario, intradiario, de balance y de servicios auxiliares

12

b.

Fomento de decisiones de mantenimiento eficientes

14

c.

Incentivos para participar de manera eficiente en el mercado a plazo de la electricidad

17

d.

Maximizar el valor de las inversiones para el sistema eléctrico y los consumidores de la UE

19

VII.

Combinación de contratos por diferencias con contratos de compra de electricidad

21

a.

¿Qué son los contratos de compra de electricidad?

21

b.

Combinación de contratos bidireccionales por diferencias y CCE

21

VIII.

Conclusión

24

Anexo I:

Resumen de los elementos de diseño individuales

25

Anexo II:

Glosario

27

I.   Introducción

El sistema eléctrico europeo está experimentando una rápida transición. La proporción de activos de combustibles fósiles está disminuyendo y la generación limpia se está implantando a gran escala para alcanzar los objetivos de la política energética y climática europea en términos de descarbonización, competitividad y resiliencia. Esta transición se basa cada vez más en inversiones privadas en fuentes de energía limpias impulsadas por las señales del mercado, pero también se ha basado significativamente en las ayudas estatales. Si bien es importante aumentar la cuota de inversiones impulsadas por el mercado, el apoyo estatal puede seguir siendo necesario cuando se produzcan deficiencias del mercado y cuando las inversiones necesarias no se materialicen sin el apoyo estatal.

La reforma de la configuración del mercado de la electricidad (1) dio lugar a que se añadiera el artículo 19 quinquies al Reglamento sobre la electricidad (2). Esta disposición exige que los sistemas de apoyo directo a los precios para las inversiones en determinados tipos de nuevas instalaciones de generación de electricidad renovable (3), así como para las nuevas instalaciones de generación de electricidad nuclear, adopten la forma de contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos (en lo sucesivo, «contratos bidireccionales por diferencias»). Según el artículo 19 quinquies, tales contratos bidireccionales por diferencias deben diseñarse para evitar distorsiones indebidas de la competencia y del comercio en el mercado interior. Las condiciones obligatorias complementan el marco existente establecido en la Directiva sobre fuentes de energía renovables (DFER III) (4) y las normas sobre ayudas, como las Directrices sobre ayudas estatales en materia de clima, protección del medio ambiente y energía y el Marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia (5).

En el Plan de Acción para una Energía Asequible (6) se reconoció además el papel de los contratos a largo plazo, como los contratos bidireccionales por diferencias, en la reducción de los costes de la electricidad y la desvinculación de las facturas de electricidad de la volatilidad de los precios de los combustibles fósiles, así como en el apoyo a la inversión adicional en tecnologías de generación con bajos costes marginales.

Al fomentar las inversiones en activos de energía limpia a través del presupuesto estatal, los contratos bidireccionales por diferencias pueden dar lugar a una reducción de los precios mayoristas de la electricidad. Esto ocurre porque una generación más limpia y más barata sustituye en el orden de mérito (7) a centrales más caras, en su mayoría alimentadas con combustibles fósiles. Como consecuencia de ello, el coste marginal de la unidad que fija el precio de mercado será inferior, lo que reducirá los precios mayoristas de la electricidad. Además, a través del apoyo a las instalaciones de generación, los contratos bidireccionales por diferencias también pueden aportar múltiples beneficios a los consumidores de energía, como: a) proporcionar capacidad adicional de generación limpia a costes competitivos; y b) reducir la volatilidad de los precios, al tiempo que ofrecen a los consumidores una cobertura frente a períodos de elevados precios de la electricidad. En particular, los contratos bidireccionales por diferencias fijan una remuneración máxima para sus beneficiarios y, por lo tanto, permitirán a los Estados miembros recuperar ingresos en épocas de precios de mercado elevados. Así pues, aunque los volúmenes de generación a bajo coste no son suficientes para desplazar a la generación más cara del orden de mérito, los contratos bidireccionales por diferencias sirven de cobertura para los consumidores. Los ingresos por encima de esa remuneración máxima pueden redistribuirse a los consumidores, protegiéndolos así eficazmente contra los elevados precios de la energía. Por último, los contratos bidireccionales por diferencias ofrecen una gran seguridad a los inversores al garantizar unos ingresos estables procedentes de nuevas inversiones en generación de electricidad que dependen menos de la volatilidad de los precios de la electricidad causada por la generación basada en combustibles fósiles (que normalmente fija el precio en el mercado diario). Por lo tanto, los contratos bidireccionales por diferencias facilitan el acceso al capital a un coste de financiación más bajo (por ejemplo, tipos de interés deudor y prima de riesgo más bajos) para sus beneficiarios y, de este modo, reducen los costes de las inversiones. Esto da lugar a una factura de electricidad más baja para los consumidores en comparación con la hipótesis contrafactual. En general, los instrumentos hacen que la implantación de energía limpia y abundante sea más barata, al tiempo que apoyan la previsibilidad y asequibilidad a largo plazo de la energía.

Teniendo en cuenta el creciente porcentaje de activos apoyados por contratos bidireccionales por diferencias y la magnitud de las inversiones necesarias para alcanzar los objetivos de asequibilidad, descarbonización y seguridad energética de la UE (8), será fundamental un diseño inteligente de los contratos bidireccionales por diferencias. Los contratos bidireccionales por diferencias deberán diseñarse de manera inteligente para garantizar que el mercado europeo de la electricidad funcione de manera eficiente, que los activos apoyados se integren en el mercado, manteniendo al mismo tiempo bajo control los costes del sistema, y que se fomente la competencia.

Dado que es fundamental que estos contratos se diseñen correctamente para aprovechar todas las ventajas descritas anteriormente, el presente documento tiene por objeto proporcionar orientaciones a los Estados miembros sobre cómo diseñar los contratos bidireccionales por diferencias de una manera que apoye las inversiones eficientes. Estas orientaciones ayudarán a los Estados miembros a diseñar sus sistemas de apoyo a la luz del marco regulador vigente. También proporcionará ejemplos de cómo pueden cumplirse los criterios de diseño para los contratos bidireccionales por diferencias establecidos en el Reglamento sobre la electricidad y la Directiva sobre fuentes de energía renovables. No pretende ofrecer una visión exhaustiva de la conformidad de todas las posibles características de diseño de un sistema de contratos bidireccionales por diferencias con la legislación de la UE (9).

Si bien la Comisión anima a los Estados miembros a tener debidamente en cuenta los principios establecidos en las presentes orientaciones, el presente documento tiene únicamente fines orientativos. Solo el texto de la propia legislación de la UE tiene valor jurídico. Cualquier interpretación autorizada de la ley debe derivarse del texto de la Directiva sobre fuentes de energía renovables y del Reglamento sobre la electricidad, así como de cualquier otro acto legislativo pertinente de la Unión, y directamente de la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea.

II.   ¿Qué son los contratos por diferencias?

a.    Definición y principios fundamentales

El Reglamento sobre la electricidad exige que el apoyo directo a los precios para los tipos de instalaciones de generación de electricidad limpia que figuran en el Reglamento se concedan en forma de contratos bidireccionales por diferencias. Estos se definen como todo contrato entre un operador de instalaciones de generación de electricidad y una contraparte, normalmente una entidad pública, que prevé tanto una protección de la remuneración mínima como un límite a la remuneración excesiva (10). El período cubierto por los contratos bidireccionales por diferencias puede variar de diez a sesenta años en función de la tecnología, el período de amortización y los riesgos de ingresos del mercado (11). La electricidad generada por instalaciones apoyadas por contratos bidireccionales por diferencias suele negociarse en los mercados de la electricidad (12).

Las inversiones en activos de energía limpia mediante contratos bidireccionales por diferencias entre el promotor y el Estado proporcionan al promotor seguridad en materia de ingresos. Esto tiene una implicación directa en la reducción del riesgo del inversor y, por tanto, reduce los costes de capital. Al atraer activos adicionales de generación de energía de bajo coste marginal, esto puede desplazar las unidades de generación de mayor coste del orden de mérito y dar lugar a una reducción de los precios mayoristas de la energía.

Dentro de la definición que figura en el Reglamento sobre la electricidad, son posibles numerosas opciones de diseño y se ha producido una evolución sustancial de dichos contratos (13). Cabe esperar que estos distintos diseños de contratos bidireccionales por diferencias sigan evolucionando con investigación adicional, la aplicación y a medida que evolucione el propio diseño del mercado europeo de la electricidad. Por lo tanto, las presentes orientaciones no deben interpretarse en el sentido de que impiden a los Estados miembros elegir otros diseños, siempre que cumplan la legislación de la UE (incluidas las normas sobre ayudas estatales).

En la práctica, los flujos financieros de los contratos bidireccionales por diferencias dependen de un precio de ejercicio (14), normalmente determinado en un procedimiento de licitación (15), de un precio de mercado de referencia y de un volumen de referencia. Un procedimiento de licitación es el mecanismo de determinación de precios más eficiente que da lugar a una reducción del coste de la inversión (16). El precio de referencia se calcula promediando los precios de mercado a lo largo de períodos de referencia que pueden variar en longitud en función del diseño elegido de contratos bidireccionales por diferencias. Los volúmenes de generación de electricidad o de referencia se calculan para determinar los volúmenes por los que se abonará la remuneración de los contratos bidireccionales por diferencias. Este volumen de referencia puede ser el volumen real producido por la instalación, un volumen independiente del volumen real producido por la instalación o una mezcla de ambos (17).

En la mayoría de los diseños de contratos bidireccionales por diferencias, el pago viene determinado por la diferencia entre el precio de ejercicio y el precio de referencia, y por la generación de electricidad o el volumen de referencia. Cuando el precio de referencia es inferior al precio de ejercicio, los ingresos de mercado del generador se complementan con los de la contraparte del contrato bidireccional por diferencias para alcanzar el nivel del precio de ejercicio. Cuando el precio de referencia es superior al precio de ejercicio, el generador debe transferir (18) la parte de sus ingresos que se encuentra por encima del precio de ejercicio. A título ilustrativo, véase la figura 1.

Figura 1: Pagos positivos y negativos en un contrato bidireccional por diferencias

Fuente:

Fabra (2022).

b.    Categorías de contratos por diferencias

En esta fase pueden definirse dos categorías principales de contratos bidireccionales por diferencias: contratos bidireccionales por diferencias basados en la producción y contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción. Los contratos de la primera categoría determinan un volumen de referencia y los pagos por contratos en función del volumen producido por el beneficiario. La segunda categoría desvincula el volumen de referencia y, por tanto, los pagos por contratos de la generación real y, en su lugar, examina los parámetros relacionados con la capacidad de producción de la instalación o con la producción de una central de referencia. Además de los contratos «puros» basados en la producción y los contratos independientes de la producción, son posibles los contratos bidireccionales por diferencias «de fusión», que combinan características de ambos tipos de contratos bidireccionales por diferencias (19). Por ejemplo, el contrato bidireccional por diferencias podría basarse en la producción en momentos en los que no se espera que el sistema dé lugar a distorsiones (20), sino que sea independiente de la producción durante el resto del tiempo (por ejemplo, cuando se espera que los precios del mercado de la electricidad sean inferiores al coste marginal de producción de la instalación apoyada).

Los contratos bidireccionales por diferencias basados en la producción fueron en la última década y siguen siendo actualmente el tipo más común de contratos bidireccionales por diferencias aplicado por los Estados miembros. En su diseño más sencillo, estos sistemas pueden distorsionar los incentivos de los beneficiarios (21), ya que incentivan la maximización de la producción, independientemente del valor asociado de esta producción para el sistema eléctrico, reflejado en los ingresos del mercado. Por ejemplo, se puede incentivar a los productores: i) para que maximicen su producción a pesar del exceso general de generación de electricidad y de los precios en los mercados intradiarios o de balance, con precios de mercado inferiores al coste marginal de producción de la instalación; o ii) para que adopten decisiones de inversión que maximicen los volúmenes producidos de la instalación pero no maximicen el valor de la electricidad producida para el sistema eléctrico. A menos que se produzca un cambio hacia diseños de contratos bidireccionales por diferencias más inteligentes, cabe esperar que estas distorsiones aumenten. Un ejemplo de este diseño más inteligente incluye la consideración de no ofrecer incentivos para generar en períodos en los que el valor de dicha energía sea negativo. Normalmente, esto puede abordarse no remunerando la producción durante las horas con precios negativos. Se espera que aumente la importancia del segmento del mercado intradiario. Por lo tanto, será fundamental garantizar que las señales de precios negativas también se tengan en cuenta a la hora de determinar los criterios de remuneración de los contratos bidireccionales por diferencias. Así pues, es necesario diseñar mejor los contratos bidireccionales por diferencias para minimizar los costes globales de la transición energética soportados por los consumidores en sus facturas energéticas.

La mayoría de estos problemas se resuelven con contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción. Dado que el pago al beneficiario es independiente de la generación real, se incentiva al beneficiario a adaptar su producción y su comportamiento en el mercado para maximizar sus ingresos de mercado. Esto incentiva a los beneficiarios a explotar la instalación de manera similar a como lo haría un operador sin apoyo. En la bibliografía académica existen diferentes tipos de contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción. Varían principalmente en función de la forma en que definen el volumen de referencia, que puede basarse, por ejemplo, en la capacidad del activo para producir en un momento determinado o en la producción de una central eléctrica (virtual) de referencia. Los principales retos de este tipo de contratos bidireccionales por diferencias se refieren al establecimiento de los volúmenes de referencia, lo que puede implicar una mayor complejidad, por ejemplo, debido a la necesidad de implantar capacidades de modelización complejas o de evitar posibles riesgos de especulación (22).

En general, la eliminación de las distorsiones del mercado creadas por los contratos bidireccionales por diferencias conlleva algunos compromisos. Por ejemplo, una mejor capacidad de respuesta del mercado reducirá los costes globales del sistema, es decir, beneficiará a los consumidores en general, pero también puede aumentar los riesgos de ingresos individuales de los beneficiarios.

c.    Contratos bidireccionales por diferencias transfronterizos

El diseño de los contratos bidireccionales por diferencias transfronterizos —que hasta ahora se han utilizado en raras ocasiones, pero que se espera que se utilicen cada vez más para la cooperación en los intercambios transfronterizos— debe, en principio, ser similar al de otros contratos bidireccionales por diferencias y, por tanto, estar en consonancia con el marco jurídico aplicable y los principios de diseño descritos en el presente documento. Sin embargo, una diferencia con respecto a los contratos bidireccionales por diferencias que se desarrollan a lo largo de las presentes orientaciones es que el diseño de los contratos bidireccionales por diferencias transfronterizos implica al Estado miembro de acogida y a uno o varios Estados miembros que contribuyen financieramente.

Los Estados miembros que participen en un contrato bidireccional por diferencias transfronterizo podrán aplicar diferentes niveles de cooperación en profundidad. Al nivel más bajo de cooperación, el Estado miembro de acogida podrá diseñar y aplicar unilateralmente el sistema y recibir contribuciones financieras del Estado o Estados miembros cooperantes.

En un nivel medio de cooperación, el contrato bidireccional por diferencias transfronterizo se diseña conjuntamente con el Estado o Estados miembros contribuyentes, pero la aplicación se deja en manos del Estado miembro de acogida. Este diseño conjunto puede ser específico de un proyecto o un diseño marco para un grupo de proyectos.

Por último, los países de acogida y los Estados miembros contribuyentes pueden diseñar y aplicar conjuntamente el contrato bidireccional por diferencias transfronterizo. Una vez más, esta cooperación puede ser específica de un proyecto o un acuerdo marco para un conjunto de proyectos.

III.   Ventajas de unos contratos por diferencias más inteligentes

La Comisión Europea ha propuesto un objetivo climático para 2040 consistente en una reducción neta del 90 % de las emisiones de gases de efecto invernadero en comparación con los niveles de 1990 (23). La electrificación con un sistema eléctrico totalmente descarbonizado de aquí a 2040 es el principal motor de la transición energética. Se espera que la cuota de electricidad en el consumo final de energía aumente de alrededor del 30 % en 2030 a más del 45 % en 2040 (24). Para alcanzar estos niveles, es necesario realizar grandes inversiones en nuevas centrales eléctricas en los próximos años, estimadas en unos 140 000 millones EUR anuales solo durante la próxima década (25). Para maximizar el valor de las inversiones en instalaciones de nueva generación para los consumidores europeos haciendo que el sistema eléctrico sea más resiliente, estas deben estar suficientemente diversificadas. Además, las instalaciones deben tener acceso a una red eléctrica sólida y complementarse con recursos de flexibilidad no fósiles. Asimismo, un mayor desarrollo de los incentivos de ubicación también permitirá que este sistema funcione de manera eficiente y que la electricidad barata producida por los activos de generación limpia se canalice hacia el lugar y el momento en que más lo necesiten los consumidores.

En este contexto, unos contratos por diferencias más inteligentes pueden contribuir a reducir los costes globales del sistema eléctrico de varias maneras en comparación con una hipótesis contrafactual en la que los contratos no se diseñan de manera inteligente o no se ofrecen.

a.    Reducir los costes de inversión mediante una mayor seguridad de los precios

La recuperación de los costes para los inversores mediante el comercio de productos del mercado de la electricidad a corto plazo conlleva riesgos. Este es el caso, en particular, de las fuentes renovables que dependen de la meteorología y cuya producción puede estar muy correlacionada dentro de cada grupo tecnológico. Los contratos a largo plazo, ya sea con entidades privadas (por ejemplo, CCE de precio fijo) o como los contratos bidireccionales por diferencias apoyados por el Estado, pueden limitar los riesgos de mercado de los inversores, protegiendo al mismo tiempo a los consumidores de electricidad frente a los efectos de la volatilidad de los precios de mercado. El coste del capital es uno de los mayores costes de las nuevas inversiones en energía, ya que los activos se caracterizan por unos gastos de capital elevados (CAPEX) y unos gastos de funcionamiento bajos (OPEX). Al garantizar un nivel mínimo de protección de la remuneración respaldado por la garantía estatal, los contratos bidireccionales por diferencias facilitan el acceso a un capital más barato en comparación con las inversiones comerciales y, por tanto, reducen eficazmente los costes de generación de electricidad. Por ejemplo, el apoyo a nuevas inversiones a través de contratos bidireccionales por diferencias para la energía eólica marina podría reducir los costes de capital entre 3,7 y 5 puntos porcentuales en comparación con un proyecto sin apoyo estatal (26).

b.    Maximizar el valor de las inversiones garantizando el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico

Teniendo en cuenta el papel cada vez más importante que se espera que desempeñen los contratos bidireccionales por diferencias en el apoyo a las inversiones, el diseño adecuado de estos sistemas de apoyo es, por tanto, fundamental para garantizar que el sistema eléctrico funcione de manera eficiente. Aumentar la capacidad de respuesta del mercado de las instalaciones de generación sujetas a contratos bidireccionales por diferencias en comparación con los sistemas previamente aprobados podría: i) reflejar mejor los beneficios de la capacidad de generación para los costes generales del sistema; ii) aumentar la eficiencia del sistema; y iii) en última instancia, reducir los costes del sistema energético. Por ejemplo, los precios negativos se han disparado en los últimos años (de 0 a 465 horas en el mercado diario neerlandés entre 2018 y 2024 (27)), aumentando la volatilidad y la incertidumbre de los precios, lo que ha dado lugar a un aumento de la demanda de ayudas estatales para instalaciones de generación y mecanismos de balance. Por lo tanto, es importante que los sistemas de apoyo ofrezcan los incentivos adecuados para adaptar la producción de generación a los niveles de precios de mercado y que se adopten decisiones tecnológicas y de emplazamiento óptimas para maximizar los ingresos de mercado y evitar estos episodios (28). Teniendo en cuenta el aumento de los volúmenes negociados en el mercado intradiario (+ 53 % en 2024 en comparación con 2023) (29) y el aumento de los costes de balance (30), ofrecer incentivos adecuados para que las instalaciones de generación reaccionen a los mercados intradiario y de balance es fundamental para garantizar la eficiencia del sistema y minimizar los costes sociales. En los sistemas de apoyo aprobados en los últimos años, se consideró cada vez más la reactividad a las señales de precios diarios. Sin embargo, la reactividad hacia los mercados intradiario y de balance ha sido muy baja, lo que ha dado lugar a graves distorsiones. Un signo de ello ha sido el aumento de las horas de precio negativo en los mercados intradiarios: en 2024, en Alemania, el 13 % de las horas registraron precios negativos en los mercados intradiarios, mientras que los precios diarios fueron positivos (31).

c.    Reducir las restricciones a las energías renovables con incentivos a la inversión adecuados

Otro beneficio de un contrato por diferencias bien diseñado es que reduce las restricciones de generación debido a las limitaciones de la red. En el sistema actual, el gestor de red puede restringir una instalación de generación y se le compensará por ello mediante un mecanismo de redespacho. Las razones de esta restricción suelen estar relacionadas con la congestión de la red.

Este sistema de redespacho no incentiva a los inversores en generación a ubicar instalaciones en zonas de baja congestión cercanas a la demanda de electricidad y en las que la red está preparada para albergar estas nuevas capacidades de generación. Tampoco les anima a tomar decisiones tecnológicas que puedan garantizar una mejor integración de los nuevos activos en el sistema eléctrico, por ejemplo, limitando la contribución de los beneficiarios a la congestión. Por lo tanto, deben mejorarse los incentivos de ubicación para nuevas inversiones a fin de maximizar los beneficios de las energías renovables para el sistema energético. Esto puede completar incentivos de ubicación similares en las tarifas de acceso a las redes.

El Centro Común de Investigación de la Comisión estima que cabe esperar que los costes de redespacho de la UE aumenten hasta 100 000 millones EUR al año de aquí a 2040 (32). Sin que el sistema eléctrico se vuelva más flexible y sin una mayor demanda de electricidad, más incentivos de ubicación y el desarrollo de nuevos activos de red, la producción de electricidad renovable se verá cada vez más restringida y agravará aún más los retos de congestión.

d.    Reducir los costes de la energía atrayendo al mercado una generación limpia adicional de bajo coste y desplazando la generación de combustibles fósiles de coste elevado

Es probable que los contratos bidireccionales por diferencias atraigan inversiones adicionales en instalaciones de generación limpia con un nivel bajo de OPEX. Estas inversiones adicionales permitirán reducir los precios mayoristas de la electricidad desplazando del orden de mérito activos de generación más caros, principalmente alimentados con combustibles fósiles. Además, incluso cuando el precio mayorista de la electricidad es fijado por instalaciones de generación de alto coste, el contrato bidireccional por diferencias actúa como instrumento para desvincular las facturas de electricidad de los costes volátiles de los combustibles fósiles. Al fijar una remuneración máxima para las instalaciones apoyadas, los contratos bidireccionales por diferencias permitirán a los Estados miembros recuperar ingresos en épocas de precios de mercado elevados. Los ingresos por encima de esa remuneración máxima pueden redistribuirse a los consumidores, lo que los protege eficazmente contra los elevados precios de la energía.

A la luz de las cifras y los elementos descritos en la presente sección, parece fundamental ofrecer mejores incentivos para que las instalaciones estén situadas en zonas de baja congestión y, por tanto, en zonas con bajo riesgo de restricción. Esto reducirá los costes globales del sistema eléctrico y beneficiará a los consumidores y productores de la UE.

IV.   Marco jurídico

En virtud del acervo de la UE en materia de energía (33), el diseño de los contratos bidireccionales por diferencias debe seguir criterios específicos. A este respecto, el marco jurídico pertinente se establece en el artículo 4 de la Directiva sobre fuentes de energía renovables [Directiva (UE) 2018/2001 (DFER)] (34) y en los artículos 19 quinquies y 19 bis del Reglamento sobre la electricidad [Reglamento (UE) 2019/943] (35).

El artículo 19 quinquies, apartado 1, del Reglamento sobre la electricidad exige que los sistemas de apoyo directo a los precios para la inversión en instalaciones de nueva generación de electricidad a partir de energías renovables (36) o energía nuclear adopten la forma de contratos bidireccionales por diferencias a partir del 17 de julio de 2027 (o del 17 de julio de 2029 en el caso de las instalaciones de energías renovables marinas conectadas a través de interconectores híbridos). Además, establece que la participación de los participantes en el mercado en dichos sistemas debe ser voluntaria.

El artículo 4 de la Directiva sobre fuentes de energía renovables y el artículo 19 quinquies del Reglamento sobre la electricidad no obligan a utilizar un tipo específico de contratos bidireccionales por diferencias. Sin embargo, exigen el cumplimiento de principios de diseño específicos.

El artículo 4 de la Directiva sobre fuentes de energía renovables establece determinados principios de diseño para los sistemas de apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables. En particular, exige que tales sistemas incentiven la integración de la electricidad procedente de fuentes renovables en el mercado de la electricidad en una forma adaptada al mercado y basada en el mercado, que evite distorsiones innecesarias de los mercados de la electricidad y que tenga en cuenta los posibles costes de integración del sistema y la estabilidad de la red. Además, el artículo 4 de la Directiva sobre fuentes de energía renovables exige que estos sistemas de apoyo se diseñen para optimizar la integración de dicha electricidad en el mercado eléctrico y garantizar que los productores de energías renovables respondan a las señales de precios del mercado y optimicen sus ingresos de mercado. Este apoyo debe concederse de forma abierta, transparente, competitiva, rentable y no discriminatoria. El artículo 19 quinquies del Reglamento sobre la electricidad añade más detalles sobre los elementos de diseño de los contratos bidireccionales por diferencias y amplía este marco a la generación nuclear. El objetivo de estas nuevas disposiciones es mejorar la preservación de la capacidad de respuesta del mercado de los sistemas de apoyo en forma de contratos bidireccionales por diferencias.

El artículo 19 quinquies, apartado 2, letras a) y b), del Reglamento sobre la electricidad aclara que los contratos bidireccionales por diferencias deben garantizar que las instalaciones apoyadas actúen de manera adaptada al mercado, mientras que el artículo 19 quinquies, apartado 2, letra e), y apartado 5, del Reglamento sobre la electricidad establecen condiciones sobre cómo debe utilizar el Estado los ingresos procedentes del mecanismo de reembolso. Además, el artículo 19 bis, apartados 5 y 6, del Reglamento sobre la electricidad aclara la posible interacción entre los contratos bidireccionales por diferencias y los contratos de compra de electricidad. El artículo 19 quinquies del Reglamento sobre la electricidad también contiene disposiciones sobre la prevención de distorsiones indebidas de la competencia y el comercio en el mercado interior [artículo 19 quinquies, apartado 2, letra d)], el nivel de protección de la remuneración [artículo 19 quinquies, apartado 2, letra c),], cláusulas de penalización en caso de extinción anticipada del contrato [artículo 19 quinquies, apartado 2, letra f)] y el derecho de los Estados miembros a eximir a las instalaciones de pequeña magnitud de las disposiciones del artículo 19 quinquies, apartado 1, del Reglamento sobre la electricidad (artículo 19 quinquies, apartado 6).

El artículo 26 del Reglamento (UE) 2024/1735 (37) exige que se utilicen determinados criterios no relacionados con el precio en el 30 % del volumen de las subastas de energías renovables al año por Estado miembro (o al menos 6 GW anualmente por Estado miembro). Estos criterios no relacionados con el precio incluyen i) criterios de preclasificación relativos a la conducta empresarial responsable, la ciberseguridad y la seguridad de los datos, y la capacidad para ejecutar; ii) así como criterios de preclasificación o de adjudicación sobre la contribución de la subasta a la sostenibilidad y a la resiliencia. Estos se especifican con mayor detalle en el Reglamento de Ejecución (UE) 2025/1176 de la Comisión (38). Cuando un Estado miembro opte por un contrato bidireccional por diferencias para formar parte del 30 % de las subastas de energías renovables cubiertas, deben incorporarse los criterios antes mencionados.

La aprobación de estos sistemas debe hacerse de conformidad con las normas sobre ayudas estatales. En el caso de las instalaciones de energías renovables, estas se tratan principalmente utilizando las Directrices sobre ayudas estatales en materia de clima, protección del medio ambiente y energía y el Marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia recientemente aprobado. En el caso de las instalaciones nucleares, el análisis se realiza directamente con arreglo a los artículos 107 y 108 del TFUE.

En la práctica, en particular, la aplicación de los requisitos de capacidad de respuesta del mercado y la combinación de contratos bidireccionales por diferencias con CCE han planteado cuestiones prácticas. En consecuencia, el presente documento ofrece orientaciones sobre el diseño de los contratos bidireccionales por diferencias que cumplan los requisitos y sobre su posible combinación con CCE. Esto aporta más claridad sobre los requisitos que deben cumplir los contratos bidireccionales por diferencias para acatar el Derecho de la Unión.

V.   Diseño inteligente de los contratos bidireccionales por diferencias

Habida cuenta de la larga duración de los contratos bidireccionales por diferencias y en un contexto de inversiones masivas necesarias para alcanzar los objetivos climáticos para 2030, 2040 y 2050, el diseño de los contratos bidireccionales por diferencias debe desbloquear las inversiones necesarias y garantizar que el apoyo concedido no dé lugar a distorsiones del funcionamiento de los mercados de la electricidad y garantice que las instalaciones se integren de manera eficiente en el sistema eléctrico.

En primer lugar, las instalaciones de generación de electricidad apoyadas por contratos bidireccionales por diferencias deben poder operar y participar de manera eficiente en los mercados de la electricidad. Los incentivos para garantizar la capacidad de respuesta del mercado de las instalaciones apoyadas han demostrado ser un elemento clave de diseño de los contratos bidireccionales por diferencias. Por lo tanto, es fundamental garantizar que todos los futuros sistemas de contratos bidireccionales por diferencias sitúen este elemento de diseño como un aspecto esencial, de conformidad con el marco jurídico.

En segundo lugar, otro aspecto crucial no solo para los sistemas de apoyo a las energías renovables, sino también para la política de energía nuclear en la próxima década, es seguir promoviendo la implantación de estos sistemas al menor coste posible para la sociedad. Esto requiere limitar el margen para la canibalización de los ingresos (39) o mitigar los costes generales del sistema (por ejemplo, los gastos de red, los costes de flexibilidad, los costes de seguridad del suministro o los costes de redespacho). Esto puede lograrse promoviendo tipos de instalaciones, incluidas las instalaciones híbridas que combinen múltiples tecnologías (por ejemplo, fuentes de energía renovables y almacenamiento) de alto valor para el sistema, y dando prioridad a su desarrollo en lugares que maximicen su contribución al sistema eléctrico.

Para alcanzar ambos objetivos, es fundamental diseñar contratos bidireccionales por diferencias de un modo que garantice la capacidad de respuesta del mercado de los activos apoyados. Esto implica, además de respetar el marco jurídico, encontrar un equilibrio entre la reducción del riesgo global del beneficiario a un nivel sostenible y la transferencia de algunos de los riesgos de inversión al Estado. En el caso de algunos de los riesgos, podría resultar más adecuada una gestión por parte de los beneficiarios de los contratos bidireccionales por diferencias (por ejemplo, las decisiones sobre cuándo realizar el mantenimiento de una instalación). Para alcanzar este objetivo, las características de diseño más adecuadas pueden depender de muchos factores, como: i) las tecnologías de generación apoyadas; ii) la liquidez del mercado mayorista de la electricidad pertinente; iii) el nivel de congestión de la red dentro de las zonas de ofertas de los Estados miembros; y iv) las pautas de producción y consumo de las zonas de ofertas. Para reducir el riesgo de ingresos del beneficiario, los Estados miembros podrían diseñar sus contratos bidireccionales por diferencias de manera que se limite el riesgo de precios (40) o el riesgo de volumen  (41). Limitar tanto los riesgos de precios como los riesgos de volumen es, de hecho, esencial para limitar los costes de financiación (y, por tanto, los costes de capital) soportados por los beneficiarios. Por lo tanto, es esencial adoptar un enfoque equilibrado en relación con estos compromisos para limitar los costes directos e indirectos relacionados con los contratos bidireccionales por diferencias, a fin de maximizar sus beneficios tanto para los consumidores de electricidad como para los contribuyentes.

De conformidad con el artículo 19 quinquies, apartado 2, letras a) y b), del Reglamento sobre la electricidad, los contratos bidireccionales por diferencias deben mantener los incentivos de los generadores comparables no apoyados o, en su caso, de terceros, para contribuir acumulativamente a los objetivos que se describen a continuación:

1.   Generar electricidad para satisfacer las necesidades del sistema

El comportamiento basado en el mercado en respuesta a las señales de precios conduce a un uso eficiente de los recursos y refleja las necesidades del sistema. Por ejemplo, en momentos de abundancia de electricidad disponible, señalados por precios de mercado cero o negativos, los volúmenes adicionales generados ejercerán una presión adicional sobre el sistema, lo que dará lugar a un aumento de los costes del sistema. Para absorber estos volúmenes adicionales, es necesario flexibilizar el sistema eléctrico, en particular mediante el desarrollo del almacenamiento y la respuesta de la demanda, lo que aumentará la estabilidad de los precios. Al igual que las instalaciones que operan en condiciones de mercado, los activos de generación apoyados con arreglo a un contrato bidireccional por diferencias deben, por tanto, conservar sus incentivos para reaccionar a las señales de precios, garantizando que la electricidad generada aporte valor al sistema eléctrico. Del mismo modo, en tiempos de escasez, debe incentivarse a los beneficiarios para que maximicen su producción garantizando que puedan generar beneficios adicionales.

2.   Tomar decisiones de inversión óptimas para fomentar la integración eficiente del sistema

Los posibles beneficiarios de contratos bidireccionales por diferencias tendrán que tomar decisiones de inversión para implantar nuevas instalaciones. Las decisiones pueden referirse, por ejemplo, a la ubicación de la instalación, el número de activos de una instalación o su potencia nominal (por ejemplo, mediante decisiones de sobreplantación), su orientación, la posible adición de inversiones en flexibilidad y otras opciones tecnológicas. La repercusión de estas decisiones en el sistema eléctrico puede ser significativa y, teniendo en cuenta la duración de los contratos bidireccionales por diferencias, así como la esperanza de vida útil de las instalaciones apoyadas, tiene efectos a largo plazo. Por lo tanto, debe incentivarse a los beneficiarios de contratos bidireccionales por diferencias para que tomen decisiones con arreglo a las mejores previsiones de necesidades del sistema. Por ejemplo, los paneles fotovoltaicos deben orientarse de manera que se maximice su valor para el sistema.

Paralelamente, es necesario desarrollar soluciones de flexibilidad de manera eficiente para garantizar que la electricidad generada pueda ser absorbida por el sistema eléctrico. Del mismo modo, esto podría reflejarse ofreciendo incentivos al beneficiario para, entre otras cosas, diseñar e invertir en equipos que ofrezcan el nivel económicamente eficiente de flexibilidad para el sistema eléctrico, por ejemplo, garantizando que las centrales nucleares sean capaces de modular su producción de energía (42). Se podría incentivar a los beneficiarios para que tomen decisiones de sobreplantación, celebren contratos de conexión a la red para un nivel de energía inferior a la capacidad instalada o concentren las turbinas eólicas en una ubicación determinada a pesar de que el rendimiento se haya reducido debido al efecto de estela.

3.   Ofrecer servicios auxiliares y de gestión de la congestión (43)

El Reglamento sobre la electricidad da preferencia a la prestación de servicios basada en el mercado, tal como se establece en el artículo 3. En consecuencia, los contratos bidireccionales por diferencias deben mantener los incentivos financieros del beneficiario para utilizar la instalación con el fin de prestar servicios auxiliares y de gestión de la congestión, en función de las capacidades técnicas de la instalación de generación.

4.   Realizar el mantenimiento en momentos adecuados, dadas las necesidades del sistema eléctrico

El mantenimiento debe programarse en función de las necesidades del sistema. Esto significa, entre otras cosas, mantener los incentivos del beneficiario para planificar su mantenimiento sobre la base de los costes de mantenimiento y los ingresos de mercado no percibidos. Esto es necesario para garantizar que la generación de bajo coste esté disponible cuando más se necesita para reducir los precios mayoristas de la electricidad, por ejemplo, en tiempos de escasez.

5.   Ofrecer su producción a su coste marginal y teniendo en cuenta sus limitaciones técnicas

Dado que, en circunstancias competitivas, se espera que los beneficiarios ofrezcan su producción al coste marginal, un contrato bidireccional por diferencias no debe incentivarlos a ofrecer su producción por debajo de su coste marginal. En particular, los beneficiarios no deben recibir ninguna ayuda para la producción de electricidad durante los períodos en que el valor de mercado de dicha producción sea negativo (44).

A efectos del presente documento, se supone que el coste marginal de la producción de electricidad solar y eólica es cero (45). Por consiguiente, es fundamental que estas tecnologías no reciban apoyo cuando el valor de mercado de la electricidad producida sea negativo. En cambio, en el caso de algunas tecnologías, como las centrales nucleares, existen costes marginales de producción. Para estos activos, la mera retención del apoyo a la producción de electricidad durante períodos de precios de mercado negativos no es suficiente para garantizar que ofrezcan su producción a un coste marginal. Así pues, en el caso de los activos con capacidades de despacho al alza y a la baja, no debe prestarse apoyo a la producción durante horas en las que el valor de mercado de la electricidad producida sea inferior al coste marginal de producción. Esto incluye tanto los costes de producción directos como el coste de las limitaciones técnicas, como el aumento de los costes o el coste de oportunidad de participar en otros segmentos del mercado o períodos de tiempo.

6.   Garantizar que los beneficiarios participen de manera eficiente en diferentes segmentos del mercado de la electricidad, aplicando una estrategia de maximización de beneficios

Los participantes en el mercado aspiran a maximizar sus beneficios en los diferentes horizontes temporales del mercado, como los horizontes temporales diario, intradiario y de balance. Dado que las características de diseño de los contratos bidireccionales por diferencias (como la definición del precio de referencia) pueden incentivar a los participantes en el mercado a negociar únicamente en segmentos específicos del mercado, los contratos bidireccionales por diferencias deben diseñarse de manera que se preserven los incentivos económicos adecuados para que la instalación de generación de electricidad opere y participe de manera eficiente en todos los horizontes temporales de los mercados de la electricidad.

7.   Garantizar una repercusión mínima en la liquidez de los mercados a plazo de la electricidad (46)

Dependiendo de la tecnología de que se trate, los mercados a plazo pueden desempeñar un papel importante para que los participantes en el mercado se cubran frente a la volatilidad de los precios. Dado que los contratos bidireccionales por diferencias también tienen una función de cobertura, su uso puede reducir la liquidez en los mercados a plazo. Esta liquidez es fundamental para que los participantes en el mercado puedan cubrir su exposición a los riesgos de precios (47). Así pues, cuando proceda, los contratos bidireccionales por diferencias deben garantizar que las instalaciones apoyadas sigan teniendo incentivos para participar de manera eficiente en el mercado a plazo de la electricidad.

8.   Apoyar una distribución justa y no distorsionadora de la distribución de los ingresos de los contratos bidireccionales por diferencias

De conformidad con el artículo 19 quinquies, apartado 5, del Reglamento sobre la electricidad, los Estados miembros tienen la posibilidad de distribuir a los clientes finales el reembolso de los ingresos, cuando los precios de la electricidad sean superiores al precio de ejercicio de los contratos bidireccionales por diferencias, siempre que se tenga en cuenta lo siguiente:

i.	se eviten «las distorsiones de la competencia y del comercio en el mercado interior derivadas de la distribución de ingresos a las empresas»; y

ii.	«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».

Como alternativa, los ingresos procedentes de los contratos bidireccionales por diferencias también pueden utilizarse para financiar los costes de los sistemas de apoyo directo a los precios o la inversión para reducir los costes de la electricidad para los clientes finales, como los sistemas de fuentes de energía renovables o los sistemas de apoyo no fósiles, con sujeción a las normas sobre ayudas estatales.

Por último, la asignación de contratos bidireccionales por diferencias a través de un procedimiento de licitación abierto, transparente y no discriminatorio reduce los costes de desarrollo de la capacidad de generación y garantiza que los contratos bidireccionales por diferencias alcancen precios que reflejen el valor a largo plazo de la electricidad generada para el sistema eléctrico. Por lo general, la asignación de contratos bidireccionales por diferencias a través de procedimientos de licitación es obligatoria, con arreglo a las normas sobre ayudas estatales y a la legislación sectorial.

VI.   Elementos de diseño individuales

La Comisión reconoce que existen numerosas opciones de diseño posibles. Los Estados miembros siguen teniendo libertad para diseñar contratos bidireccionales por diferencias dentro del marco jurídico aplicable. Sin embargo, habida cuenta de los beneficios potenciales que podrían aportar los contratos bidireccionales por diferencias bien diseñados (como se indica en la sección III) y de los retos que conllevan (descritos en la sección IV), la Comisión considera importante proporcionar orientaciones sobre cómo identificar los elementos de diseño de los contratos bidireccionales por diferencias que cumplen las normas de la UE. Aunque los contratos bidireccionales por diferencias proporcionan intrínsecamente un alto grado de seguridad a los inversores y, por tanto, menores costes de inversión en comparación con los sistemas basados en los comerciantes, los demás beneficios destacados en la sección III exigirán que los contratos bidireccionales por diferencias se diseñen de manera inteligente. En particular, los principios de diseño establecidos en las subsecciones a a c serán fundamentales para garantizar un sistema eléctrico que funcione de manera eficiente, mientras que el principio de diseño establecido en la subsección d apoyará una reducción de las restricciones a las energías renovables. La correcta aplicación de estos principios de diseño reducirá los costes globales para los consumidores a fin de lograr la transición hacia un sistema eléctrico limpio. Con el fin de abordar los retos descritos en la sección V, en esta sección se desarrollan cuatro elementos principales de diseño. Como parte del proceso de aprobación de las ayudas estatales de los sistemas de apoyo en forma de contratos bidireccionales por diferencias, la Comisión evaluará cada una de las consideraciones desarrolladas en las siguientes subsecciones. Por lo tanto, diseñar un contrato bidireccional por diferencias de manera que se base en las recomendaciones formuladas en cada una de estas subsecciones facilitará y acelerará la evaluación de estos sistemas de apoyo.

a.    Prevención de distorsiones del comportamiento de las ofertas en los mercados diario, intradiario, de balance y de servicios auxiliares

Los contratos bidireccionales por diferencias deben diseñarse de manera que no distorsionen el comportamiento de las ofertas de los beneficiarios. Esto se debe a que los precios del mercado de la electricidad proporcionan señales importantes sobre el estado del sistema eléctrico. Contienen información de localización (normalmente por zona de ofertas) y un elemento temporal (por unidad de tiempo del mercado, que puede ser tan breve como quince minutos para los mercados al contado o anual para los productos a plazo). Los precios negativos reflejan una situación de generación excesiva dada la demanda existente en una zona de ofertas en un momento concreto. Con precios negativos, se incentiva a los productores a reducir o detener su producción, lo que, en la situación específica, apoya el sistema porque los precios negativos son una señal de exceso de generación que el sistema no puede absorber. Por lo tanto, es fundamental que los contratos bidireccionales por diferencias no eliminen esos incentivos alterando el comportamiento de las ofertas de los beneficiarios de los contratos bidireccionales por diferencias y, por tanto, distorsionen el funcionamiento del sistema eléctrico, aumentando los costes soportados por los consumidores.

Los Estados miembros no solo deben evitar ofrecer incentivos a los beneficiarios para producir electricidad cuando los precios sean negativos, sino que también deben ofrecer incentivos a los beneficiarios para que presenten ofertas a su coste marginal de producción (48). En consecuencia, durante los períodos en que los precios de mercado sean inferiores al coste marginal de producción o negativos, el contrato bidireccional por diferencias no debe remunerar al beneficiario por su producción de electricidad. Sin embargo, puede seguir proporcionándose una remuneración independiente de la producción real, ya que dicha remuneración se concede con independencia de que las centrales eléctricas del beneficiario hayan generado electricidad. Dicha remuneración debe garantizar que la exposición a los ingresos o costes de mercado en caso de precios negativos siga ofreciendo incentivos de ofertas adecuados. Es importante señalar que, para evitar distorsiones en las ofertas, esta remuneración no debe depender de la decisión del beneficiario de producir o no producir. Dicha remuneración puede pagarse por las unidades de tiempo de mercado específicas que sean problemáticas (por ejemplo, con precios negativos) o ajustarse para aumentar los ingresos recibidos por unidades de tiempo de mercado no problemáticas (por ejemplo, aquellas cuyos precios sean positivos y superiores al coste marginal de producción de las instalaciones pertinentes).

También se necesitan incentivos para maximizar la producción en momentos de precios elevados, especialmente en el caso de los activos de generación gestionables (49), incluidas las centrales nucleares o las instalaciones híbridas de generación y almacenamiento de energías renovables. Esto se debe a que estas centrales eléctricas e instalaciones híbridas pueden producir «a petición», apoyando el sistema en tiempos de escasez (lo que se refleja en los elevados precios) o desplazando activos de generación menos eficientes.

Teóricamente, los contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción ofrecen incentivos óptimos para reaccionar a los precios diarios, intradiarios o de balance. No obstante, los Estados miembros o las autoridades independientes pertinentes que diseñen el sistema deben velar por que el diseño del volumen de referencia de estos contratos bidireccionales por diferencias no ofrezca incentivos erróneos ni facilite las posibilidades de especulación (50). En el caso de los contratos bidireccionales por diferencias basados en la producción, o los contratos bidireccionales por diferencias de fusión, podrían utilizarse índices para calcular tanto los precios intradiarios (teniendo en cuenta las subastas intradiarias y la negociación continua hasta la hora de cierre del mercado) como el precio de balance, a fin de determinar cuándo los precios caen por debajo de cero o de los costes marginales. Por lo tanto, el apoyo no debe pagarse en función de la electricidad producida.

Cuadro ilustrativo 1 En los contratos bidireccionales por diferencias de fusión, en la mayoría de los períodos, los pagos se basan en la producción real de la instalación. Sin embargo, los pagos no están correlacionados con la producción efectiva y, en su lugar, pueden ser independientes de la producción en algunos períodos, por ejemplo para reducir el riesgo de volumen de los beneficiarios. Para incentivar adecuadamente a los beneficiarios apoyados por un contrato bidireccional por diferencias a participar en los mercados de balance y reaccionar a las señales de precios intradiarios, las siguientes características de diseño garantizan que los contratos bidireccionales por diferencias de fusión mantengan los incentivos correctos para limitar las distorsiones del mercado. Estos contratos bidireccionales por diferencias podrían considerarse independientes de la producción en las siguientes condiciones: — La instalación del beneficiario debe reducir o detener la producción a petición del gestor de la red de transporte (GRT). Como salvaguardia en esta circunstancia, podría considerarse la posibilidad de hacer jurídicamente vinculante para los beneficiarios la oferta de servicios de balance a la baja (51). Esta condición evitaría que la ayuda concedida a los beneficiarios distorsione los mercados de balance. — La instalación del beneficiario debe reducir o detener la producción a petición del gestor de la red de distribución o del GRT a efectos de gestión de la congestión (52). Esto evita una situación en la que la ayuda proporcionada a los beneficiarios distorsione las operaciones del sistema. — Los precios diarios son negativos. — Cuando los precios del mercado intradiario son negativos (53). Teniendo en cuenta que el mercado intradiario es un mercado compuesto por diferentes segmentos (subastas intradiarias múltiples y un mercado continuo intradiario), determinar el precio intradiario para una determinada unidad de tiempo del mercado puede significar tener que basarse en un índice de precios. Para garantizar que el índice de precios intradiarios sea representativo de las señales del mercado, el precio podría determinarse sobre la base del resultado de la subasta o subastas intradiarias cuando el factor churn de la subasta sea suficientemente elevado (es decir, indique suficiente liquidez) (54) para limitar el riesgo potencial de manipulación de los beneficiarios. Además, también deben tenerse en cuenta las horas en las que los precios sean negativos en el mercado continuo intradiario, siempre que este segmento sea suficientemente líquido. Para ello, podría calcularse un índice basado en el precio medio ponderado de las últimas horas de negociación, en las que se concentran la mayoría de los volúmenes negociados.

En cualquier caso, el productor siempre debe seguir siendo financieramente responsable de los desvíos que cause, tal como se establece en el artículo 5 del Reglamento sobre la electricidad. Por lo tanto, ningún pago de los contratos bidireccionales por diferencias debe basarse en los precios de desvío. No obstante, pueden establecerse medidas específicas para garantizar que los beneficiarios tengan la posibilidad de ser remunerados a través del contrato bidireccional por diferencias cuando presten servicios auxiliares y de gestión de la congestión, siempre que dichos diseños no distorsionen la estrategia adoptada por los beneficiarios al presentar ofertas para estos servicios auxiliares.

Cuadro resumen 1 Los Estados miembros deben velar por que las instalaciones de generación apoyadas mantengan todos los incentivos para presentar ofertas en los mercados diario, intradiario, de balance y de servicios auxiliares. A este respecto, son posibles varias opciones que podrían combinarse para lograr resultados óptimos. Todas las opciones requieren un examen cuidadoso para elaborar un diseño que evite distorsiones en las ofertas  (55) . Hasta la fecha, las principales opciones de diseño son: i) los contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción, prestando especial atención al diseño del volumen de referencia; ii) los sistemas dependientes de la producción con mecanismos específicos para corregir las distorsiones en las ofertas, por ejemplo, determinando los períodos en los que no deben efectuarse pagos por la producción de electricidad; y iii) sistemas de fusión basados en contratos bidireccionales por diferencias dependientes de la producción con pagos que, en ocasiones, no están correlacionados con la producción efectiva para evitar distorsiones del sistema.

b.    Fomento de decisiones de mantenimiento eficientes

Las instalaciones de generación deben mantenerse periódicamente. Si bien la frecuencia de la necesidad de dicho mantenimiento depende del tipo de instalación y de otros factores, el mantenimiento debe realizarse en momentos en los que el sistema necesite menos la producción de las instalaciones (por ejemplo, en momentos de baja demanda o generación excesiva). De lo contrario, los beneficiarios podrían realizar el mantenimiento de manera ineficiente, cerrando la capacidad de producción en momentos de altas necesidades del sistema, lo que podría aumentar no solo los precios, sino también los riesgos para la seguridad del suministro. Para ser eficiente, dicho mantenimiento debe realizarse cuando el escenario coste-beneficio sea más favorable, es decir, cuando los costes de realización de dicho mantenimiento (por ejemplo, ingenieros, métodos de transporte, etc.) sean más bajos en relación con los ingresos de captura previstos [calculados como el volumen generado multiplicado por los precios de mercado (precios de captura)].

Para fomentar decisiones de mantenimiento eficientes, los Estados miembros pueden optar por contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción. Estos contratos pueden ofrecer incentivos óptimos si los pagos de los contratos siguen produciéndose durante los períodos de mantenimiento. Al optar por los contratos bidireccionales por diferencias basados en la producción o de fusión, pueden ofrecerse incentivos para realizar un mantenimiento eficiente calculando un precio de referencia establecido a lo largo de un período suficientemente largo. La duración de este período dependerá de la tecnología y de sus ciclos de mantenimiento. Debe incentivarse al beneficiario para que lleve a cabo el mantenimiento de su instalación en el período que minimice sus costes. Los costes de dicho mantenimiento se originarán en primer lugar por la ejecución del propio mantenimiento y, por lo tanto, pueden depender en gran medida de las condiciones meteorológicas. Además, el beneficiario también debe tener en cuenta los ingresos de mercado no percibidos que podrían haberse acumulado durante el período de mantenimiento.

Cuadro ilustrativo 2 En el caso de los contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción y los contratos bidireccionales por diferencias de fusión, garantizar que los pagos también se apliquen durante los períodos de mantenimiento planificados ofrece incentivos adecuados para realizar el mantenimiento de manera eficiente. El mantenimiento eficiente se lleva a cabo de manera que se minimizan los costes del sistema, por ejemplo, realizando el mantenimiento cuando el sistema necesita menos generación de electricidad adicional. En este ejemplo, un beneficiario decide planificar su mantenimiento durante un período A o un período B. En ambos períodos, la ayuda pagada a los beneficiarios a lo largo de los períodos sigue siendo la misma independientemente de si el beneficiario tiene previsto realizar su mantenimiento durante el período A o durante el período B. Al decidir cuándo realizar su mantenimiento, el beneficiario, por tanto, no tiene en cuenta el pago de la ayuda. Al comparar los beneficios (o pérdidas) esperados entre los dos escenarios (es decir, realizar el mantenimiento durante el período A o B), los beneficiarios compararán las diferencias entre: i) los ingresos de mercado previstos durante un período; y ii) los costes de mantenimiento previstos durante el otro período. En la ilustración anterior, el operador pierde menos beneficios esperados (es decir, beneficios esperados = ingresos de mercado esperados más ingresos procedentes de la ayuda esperados menos costes de mantenimiento previstos) (56) al realizar el mantenimiento durante el período B. Por lo tanto, se le incentivaría a producir durante el período A, ya que realizar el mantenimiento durante este período dará lugar a una mayor pérdida de beneficios esperados en comparación con hacerlo durante el período B. Es muy probable que el período A coincida con un período de precios elevados en el que estos volúmenes adicionales producidos por la instalación contribuirán a reducir los precios del mercado mayorista. Esta decisión se toma a pesar de que se espera que los costes de mantenimiento durante el período B sean más elevados. En resumen, esta característica de diseño incentiva al beneficiario a maximizar sus beneficios previstos como si no estuviera respaldado por un contrato bidireccional por diferencias y reduce los precios mayoristas al facilitar activos cuando más se necesitan para el sistema eléctrico (57).

En el caso de los contratos bidireccionales por diferencias basados en la producción y de fusión, la aplicación de un período de referencia trimestral o anual, en función de la tecnología de generación, ofrece incentivos suficientes para realizar el mantenimiento de manera eficiente en términos de costes. Este período de referencia podría reducirse a un mes en el caso de las tecnologías con períodos de mantenimiento más cortos, siempre que el período de referencia siga siendo significativamente más largo que el período de mantenimiento. El cálculo de un precio de referencia a lo largo de períodos más largos deja a los beneficiarios la posibilidad de optimizar su comportamiento a lo largo de un período más largo, por ejemplo, mediante el arbitraje en diferentes segmentos del mercado o la planificación del mantenimiento en momentos específicos. Sin embargo, la introducción de períodos de referencia más largos podría tener que ir acompañada de una adaptación específica al reembolso, como reembolsos dinámicos (58), para garantizar que los incentivos de respuesta del mercado se mantengan constantes durante toda la duración del cálculo del precio de referencia.

Cuadro resumen 2 Los Estados miembros deben garantizar que las instalaciones de generación apoyadas mantengan todos los incentivos para llevar a cabo un mantenimiento eficiente. Esto puede lograrse diseñando contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción y remunerando a las instalaciones durante los períodos de mantenimiento o calculando el precio de referencia del contrato bidireccional por diferencias a lo largo de períodos trimestrales o anuales para los contratos bidireccionales por diferencias basados en la producción. Podrían ser necesarios reembolsos dinámicos para garantizar que los incentivos a la capacidad de respuesta del mercado se mantengan constantes durante toda la duración del cálculo del precio de referencia.

c.    Incentivos para participar de manera eficiente en el mercado a plazo de la electricidad

Los mercados a plazo de la electricidad son clave para que los participantes en el mercado puedan cubrirse y protegerse contra las fluctuaciones de precios. Los participantes en el mercado, ya sean productores o consumidores, naturalmente se cubren para reducir sus riesgos. Los contratos bidireccionales por diferencias, al fijar un precio de ejercicio durante un largo período de tiempo, ofrecen una cobertura a largo plazo a los beneficiarios. Los contratos bidireccionales por diferencias ofrecen una cobertura a mucho más largo plazo en comparación con los productos más negociados en los mercados a plazo, que actualmente ofrecen productos líquidos de un año, y hasta tres años en algunos mercados. Sin embargo, los contratos bidireccionales por diferencias no permiten una cobertura directa por parte de los consumidores, lo que es posible a través de instrumentos negociables en Bolsa, como los productos del mercado a plazo, y de instrumentos negociados en mercados no organizados, como los CCE (59). En su lugar, los contratos bidireccionales por diferencias ofrecen una cobertura indirecta a través del Estado miembro que, en el marco de este instrumento, adquiere la electricidad durante un período típico de entre quince y veinte años a un precio determinado.

Los contratos bidireccionales por diferencias pueden reducir los incentivos para cubrirse y, por tanto, para participar en el mercado a plazo de la electricidad. Este es el caso, en particular, cuando el precio de referencia en el contrato bidireccional por diferencias se calcula a lo largo de períodos cortos (por ejemplo, por hora). Sin embargo, pueden mantener los incentivos al comercio en los mercados a plazo, por ejemplo cuando se utilizan medias a más largo plazo como períodos de referencia (por ejemplo, anuales) (60).

La mayoría de los mercados a plazo de la electricidad adolecen de escasa liquidez, lo que da lugar a costes de cobertura más elevados y a un acceso desigual al mercado (61) en toda la UE a expensas de los consumidores de electricidad, que necesitan previsibilidad sobre los costes de la electricidad. Esto tiene consecuencias directas para los consumidores, que podrían pagar precios excesivos o incluso carecer de acceso a contratos de precio fijo de la electricidad. Los desincentivos de cobertura creados por los sistemas de apoyo han sido determinados por la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) como un problema clave de los mercados a plazo de la UE (62).

Teniendo en cuenta que actualmente los productos del mercado a plazo se emiten principalmente en forma de productos de carga base (un perfil constante para un mes, un trimestre o un año completos), la participación en los mercados a plazo es especialmente importante con un perfil de producción relativamente constante, como las instalaciones nucleares. En el caso de las instalaciones individuales de generación de energías renovables intermitentes, esto es menos evidente con los productos existentes en el mercado.

En el caso de estas instalaciones, deben introducirse elementos de diseño específicos en los sistemas de apoyo, por ejemplo, a través de períodos de referencia más largos o, por definición, del precio de referencia o del período de referencia, a fin de preservar los incentivos para operar y participar eficientemente en los mercados a plazo. En el caso de las instalaciones nucleares, el precio de referencia en el contrato bidireccional por diferencias puede fijarse de manera que se tengan en cuenta múltiples segmentos de mercado (por ejemplo, el mercado a plazo y el mercado diario). Sin embargo, la fijación del precio de referencia no es sencilla. Esto se debe a que puede haber diferentes productos a plazo disponibles en cada Estado miembro y a que la consideración de los precios de mercado a plazo en el precio de referencia de los contratos bidireccionales por diferencias debe equilibrarse con la necesidad de mantener incentivos adecuados para reaccionar a las señales de precios a corto plazo y a los riesgos adecuados para los inversores. Para mantener estos incentivos, el precio de referencia de los contratos bidireccionales por diferencias puede calcularse ex post, sobre la base de los volúmenes realmente negociados en diferentes segmentos del mercado y los precios medios de dichos mercados durante un período específico.

Cuadro ilustrativo 3 Utilizar un precio de referencia que simplemente se calcule en un segmento de mercado (por ejemplo, diario) daría lugar a que la central eléctrica soportara un riesgo adicional al vender en un mercado diferente del mercado en el que se calculan los pagos de la diferencia. Esto es especialmente pertinente en el contexto de las instalaciones de generación nuclear. Para evitar este problema, una posible alternativa es calcular el precio de referencia como la media de cada precio de mercado para los mercados en los que el beneficiario venderá (por ejemplo, a plazo, diario, intradiario), ponderado por el volumen de ventas reales del beneficiario en cada uno de estos mercados, y un precio de mercado definido (por ejemplo, el precio medio de los productos del mercado a plazo a un año), ponderado por la capacidad excedentaria. Utilizar los precios de mercado (frente a los precios obtenidos) para calcular el precio de referencia incentiva a los beneficiarios a «vencer al mercado». Cabe señalar que la ponderación por las ventas reales implica que la composición del precio de referencia no se define de forma exógena, lo que podría sesgar artificialmente la estrategia comercial del beneficiario, sino de forma endógena en función de la estrategia comercial real del beneficiario. El precio de referencia medio ponderado utilizado en esta ilustración permite que la central eléctrica esté cubierta en cada mercado (a plazo, diario, intradiario) en el que esté activa y, por tanto, permite que la central eléctrica venda activamente en cada uno de estos mercados. Para limitar los riesgos de especulación durante los períodos de referencia de baja producción, se define un segmento de mercado de referencia para calcular el precio de referencia (63). No obstante, para fomentar decisiones de despacho eficientes, debe incentivarse a la central eléctrica a reaccionar ante incentivos de precios a más corto plazo, incluso cuando la electricidad se venda en un mercado físico a más largo plazo. Para garantizar que este sea el caso, una solución es que la central tenga la capacidad de recomprar electricidad en el mercado para cumplir sus obligaciones de venta, modulando al mismo tiempo su producción en paralelo (64).

Alternativamente, el Estado podrá encargar a uno o varios participantes en el mercado independientes del operador de las instalaciones de generación y seleccionados mediante un proceso competitivo que realicen cobertura del mercado a plazo en nombre del Estado. Esta cobertura podría realizarse para los volúmenes generados por un grupo de instalaciones apoyadas. Esto ayudaría a reducir el riesgo para el Estado, que de otro modo estaría expuesto a obligaciones de pago a largo plazo y fluctuaciones de los precios al contado, apoyaría la liquidez del mercado a plazo y pondría a disposición de los consumidores los volúmenes de electricidad apoyada. La ventaja de este enfoque es que el participante en el mercado encargado por el Estado podría adaptar su comportamiento comercial a las tendencias del mercado.

Del mismo modo, este participante en el mercado encargado por el Estado podría ofrecer parte de los volúmenes adquiridos en forma de CCE, que proporcionan coberturas a más largo plazo (65). Esto también permitiría al Estado cubrir su exposición a los precios a corto plazo que obtuvo de la firma de contratos bidireccionales por diferencias. La ventaja de este enfoque es que dará lugar a productos de CCE más normalizados que pueden estar a disposición de los minoristas y de un mayor número de clientes, incluidos los clientes de otros Estados miembros. Si un Estado miembro ha contratado múltiples contratos bidireccionales por diferencias, estos podrían agruparse en los CCE o en las ofertas de mercado a plazo ofrecidas al mercado. De este modo, los perfiles de las diferentes instalaciones de producción intermitentes podrían agruparse para presentar un perfil de cobertura más uniforme, que refleje mejor las necesidades de los consumidores. Todo este comercio debe realizarse en condiciones de mercado para evitar distorsiones.

Cuadro resumen 3 Los Estados miembros deben garantizar que las instalaciones de generación apoyadas mantengan incentivos similares a los de las instalaciones de generación no apoyadas para participar de manera eficiente en los mercados de la electricidad, incluidos los mercados a plazo. Garantizar que los contratos bidireccionales por diferencias no desvíen sistemáticamente los volúmenes de los mercados a plazo es especialmente pertinente para las instalaciones nucleares y otras tecnologías de generación con un perfil de generación más constante.

d.    Maximizar el valor de las inversiones para el sistema eléctrico y los consumidores de la UE

Al invertir en instalaciones de nueva generación, los inversores deben tomar una serie de decisiones de inversión. Si bien algunas de estas decisiones están fijadas en general por las condiciones de licitación de los contratos bidireccionales por diferencias (por ejemplo, sobre el tipo de instalación de generación), una serie de decisiones siguen en manos del inversor. Ejemplos de tales decisiones en las que la decisión correcta puede ayudar a maximizar la contribución de la inversión al bienestar pueden referirse a: i) la ubicación de la instalación (en el caso de la energía solar o eólica terrestre); ii) la orientación de la instalación (en el caso de la energía solar); iii) opciones tecnológicas de los parques eólicos (66); iv) el diseño de las centrales nucleares para permitir una producción más flexible; v) la capacidad instalada en comparación con la capacidad máxima de inyección a la red; vi) la adición de inversiones en flexibilidad (67); o vii) el modelo específico de la instalación de generación. Estas decisiones pueden tener efectos significativos y duraderos en el sistema eléctrico. Por lo tanto, en el diseño del sistema de apoyo deben incluirse incentivos adecuados para tomar decisiones de inversión óptimas, maximizando el valor de la inversión para el sistema eléctrico en su conjunto (68). Estas decisiones de inversión óptimas benefician a los consumidores, ya que incentivan, por ejemplo, la disponibilidad de electricidad en horas de mayor demanda, reduciendo así el precio de mercado para todos.

Para garantizar decisiones de inversión adecuadas, es esencial que los beneficiarios sigan estando expuestos a las señales de precios descritas en las presentes orientaciones. Cuando la formación de los precios de mercado refleja plena y adecuadamente las necesidades del sistema y las especificidades locales, la exposición de los inversores a estos precios ayuda a orientar las decisiones de inversión en lo que respecta a su ubicación, orientación, combinación con la flexibilidad y la elección de la instalación de generación.

Los contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción pueden proporcionar teóricamente incentivos óptimos a la inversión, si se diseñan adecuadamente. Los Estados miembros o las autoridades independientes pertinentes que diseñen el sistema deben prestar especial atención al diseño del volumen de referencia de dichos contratos bidireccionales por diferencias, ya que se espera que esto tenga una influencia considerable en la solidez de los incentivos para maximizar el valor de las inversiones para el sistema eléctrico.

Además, la autoridad otorgante debe informar a los beneficiarios potenciales sobre la metodología que establece el precio y el volumen de referencia para los beneficiarios potenciales mucho antes del procedimiento de licitación. Esto les permitirá tenerlo en cuenta de la mejor manera posible en su oferta y en sus decisiones de inversión.

Cuadro ilustrativo 4 El desarrollo de instalaciones híbridas (de un activo de generación combinado con otro, por ejemplo, una batería) está aumentando rápidamente. Es una forma de hacer un uso eficiente de las escasas conexiones a la red y desarrollar proyectos con mayor rapidez. Al combinar los activos de generación con soluciones de flexibilidad, la instalación pasa a ser gestionable. Por lo tanto, el diseño de un sistema de apoyo para estos activos requiere que la instalación siga teniendo incentivos para despachar con arreglo a las señales del mercado. Una buena práctica, especialmente para el desarrollo de instalaciones híbridas, es permitir a los beneficiarios de una instalación de generación de electricidad apoyada invertir en soluciones de flexibilidad detrás del contador, como las baterías, permitiendo así al beneficiario ahorrar tasas de conexión a la red por el activo detrás del contador y contribuyendo potencialmente a la reducción de la congestión de la red. Estas inversiones pueden realizarse junto con las inversiones en la instalación de producción o posteriormente a lo largo de la vida útil de la instalación de producción apoyada por el contrato bidireccional por diferencias. En tales casos, es importante que la ayuda solo se conceda para apoyar a la instalación de producción que inicialmente estaba cubierta por el sistema de apoyo, por ejemplo, a través de un punto de subcontaje específico y certificado. Además, los Estados miembros pueden planear introducir un contrato bidireccional por diferencias independiente de la producción para cumplir las normas del Reglamento sobre la electricidad descritas en las presentes orientaciones. Estos Estados miembros pueden decidir ajustar el volumen de referencia en función del cual se incentivaría al beneficiario a adoptar un comportamiento más respetuoso con el sistema. En la práctica, esto podría dar lugar a que el beneficiario invirtiera en soluciones de flexibilidad sobre una base comercial, sin apoyo estatal. No obstante, los Estados miembros deben ser prudentes a la hora de ajustar el volumen de referencia para limitar el riesgo de ingresos para los beneficiarios a un nivel que: — mantenga los costes de financiación de los beneficiarios en consonancia con el objetivo perseguido; y — preserve la competitividad del procedimiento de licitación.

Sin embargo, es posible que la formación de los precios mayoristas no siempre refleje plenamente las posibles congestiones de la red y las especificidades del mercado local. Incluso cuando los precios de mercado difieren en función de la ubicación, estas diferencias pueden no ser lo suficientemente elevadas como para orientar las inversiones hacia donde más se necesitan. Por lo tanto, puede ser necesario que los Estados miembros introduzcan, además de las características mencionadas anteriormente, medidas correctoras específicas para ofrecer mayores incentivos de ubicación. Esto puede ayudar a reducir los costes generales del sistema al dirigir las inversiones a zonas con baja congestión y minimizar la necesidad de medidas correctoras costosas. Tales medidas podrían adoptar, por ejemplo, la forma de factores de corrección en la remuneración del sistema de apoyo o de criterios no relacionados con el precio utilizados para clasificar las ofertas, siempre que estos criterios se establezcan de manera objetiva, transparente y no discriminatoria. Estos criterios no deben representar más del 30 % de la ponderación de todos los criterios de selección y el Estado miembro debe justificar el enfoque propuesto y garantizar que es adecuado para los objetivos perseguidos. Cabe tener en cuenta que, al utilizar criterios adicionales no relacionados con el precio, el Estado miembro tendrá que demostrar que estos no afectan a la competitividad de las subastas para seleccionar a los beneficiarios, entre otros requisitos con arreglo a las normas sobre ayudas estatales (69).

Paralelamente, para garantizar que los contratos estén preparados para el futuro ante cambios en el diseño del mercado que sean beneficiosos para el sistema eléctrico, los acuerdos contractuales de los contratos bidireccionales por diferencias deben contener disposiciones que detallen cómo se ajustarían los pagos en caso de tales cambios potenciales, como una reconfiguración de las zonas de ofertas o un cambio en la granularidad de la unidad de tiempo del mercado.

Por último, para maximizar los beneficios de las inversiones para el público, siempre que los precios de la electricidad sean elevados, los ingresos se reembolsan y deben distribuirse a los clientes finales de conformidad con los requisitos establecidos en el artículo 19 quinquies, apartado 5, del Reglamento sobre la electricidad. Los ingresos que se reembolsan también pueden utilizarse para financiar el propio contrato bidireccional por diferencias o para financiar los costes de los sistemas de apoyo directo a que se refiere el artículo 19 quinquies del Reglamento sobre la electricidad, como otros contratos bidireccionales por diferencias para promover las inversiones en la producción de energía renovable. Si los ingresos restantes de los contratos bidireccionales por diferencias se distribuyeran selectivamente a las empresas, los Estados miembros tendrían que informar a la Comisión y, en caso necesario, notificar dicha medida con arreglo a las normas sobre ayudas estatales.

Cuadro resumen 4 Los Estados miembros deben velar por que las instalaciones de generación apoyadas mantengan una exposición suficiente a los precios de mercado para garantizar decisiones de inversión óptimas. Esto puede lograrse a través de contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción con proyectos de referencia que no imiten la capacidad de producción de la instalación del beneficiario o a través de contratos bidireccionales por diferencias basados en la producción o de fusión con largos períodos de referencia. Sin embargo, podrían introducirse características específicas adicionales, como incentivos de ubicación, cuando sea necesario para hacer frente a las congestiones de la red y minimizar la necesidad de medidas correctoras costosas.

VII.   Combinación de contratos por diferencias con contratos de compra de electricidad

a.    ¿Qué son los contratos de compra de electricidad?

Un CCE se define en el artículo 2, punto 77, del Reglamento sobre la electricidad como «todo contrato en virtud del cual una persona física o jurídica consiente en comprar electricidad a un productor de electricidad en condiciones de mercado». Estos contratos suelen firmarse para duraciones de entre cinco y diez años o períodos más largos (hasta veinte años) en la práctica actual. Pueden implicar un precio fijo o variable. Entre otras cosas, los CCE de precio fijo tienen por objeto proporcionar la previsibilidad de precios. La previsibilidad a largo plazo del contrato ayuda a los promotores de proyectos a financiar nuevos proyectos, incluidos proyectos de energías renovables o posibles proyectos futuros de energía nuclear. Para los compradores, representaban originalmente un medio para acceder directamente a la electricidad limpia. La volatilidad de los precios experimentada durante la crisis de los precios de la energía de 2021-2022 también puso de relieve cómo los consumidores pueden utilizar los CCE como parte de una estrategia de cobertura destinada a proteger su actividad de futuras fluctuaciones de precios. También pueden facilitar la financiación de proyectos de electrificación.

En la práctica actual, existen diferentes tipos de CCE, que distribuyen los diferentes riesgos entre las contrapartes contractuales. Por ejemplo, los CCE pueden seguir un modelo de pago según producción, en el que el comprador recibe electricidad basada en la generación de determinadas instalaciones, o aplicar un modelo de carga base, en el que se asigna al generador el riesgo de adaptar el suministro de electricidad al perfil de carga base del cliente (70). Los signatarios también pueden llegar a acuerdos que se sitúen entre el modelo de pago según producción y el modelo de carga base. El precio del CCE no se fija necesariamente a lo largo de todo el período de vigencia del contrato. Puede variar a lo largo de meses, estaciones o años, según las especificaciones del contrato.

Puede hacerse otra distinción entre CCE físicos y financieros. En un CCE físico, el comprador es una parte responsable del balance y el productor de electricidad transfiere la electricidad producida a la cartera del comprador, sin tener que negociar en los mercados de la electricidad y a veces, aunque no necesariamente, a través de una conexión directa. Esto se traduce en mediciones mediante contador en los respectivos puntos de conexión a la red e implica pagos directos del comprador al generador por la electricidad intercambiada. En un CCE financiero, tanto el productor como el comprador dependen de los mercados de la electricidad para su despacho físico vendiendo electricidad a otros agentes del mercado y comprándosela a ellos, respectivamente, a los precios fijados por el mercado. A continuación, ambas partes proceden a una liquidación financiera directa basada en la diferencia entre el precio de la electricidad en el mercado y el precio definido en el contrato.

b.    Combinación de contratos bidireccionales por diferencias y CCE

El artículo 19 bis del Reglamento sobre la electricidad establece el principio de que 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»  (71). Esto debe permitirse mediante la legislación nacional, o mencionarse explícitamente en los documentos de licitación o en ambos.

Esta disposición aclara que el uso de dos contratos, contratos bidireccionales por diferencias y CCE, puede combinarse para una única instalación de generación renovable. Existen diferentes formas de operar esta combinación en la práctica, pero deben permitirse al menos dos aspectos en el marco de todos los sistemas de contratos bidireccionales por diferencias:

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los candidatos a contratos bidireccionales por diferencias deben poder participar en el proceso de licitación de los contratos bidireccionales por diferencias con solo una parte de su capacidad de generación instalada (72). Los Estados miembros deben desarrollar metodologías de cálculo transparentes o permitir el subcontaje para que esto sea aplicable en la práctica, evitando al mismo tiempo los riesgos de comportamiento contrario a la competencia (por ejemplo, que los promotores puedan influir a lo largo del tiempo en qué capacidad o volúmenes de producción se consideran en el marco del contrato bidireccional por diferencias o del CCE en su beneficio). Además, los Estados miembros que deseen incentivar aún más el desarrollo de mercados de CCE líquidos pueden limitar la cuota máxima de producción cubierta por el contrato bidireccional por diferencias. Esto puede incentivar a los beneficiarios a celebrar CCE en condiciones de mercado para garantizar unos ingresos previsibles para su cuota de producción que no esté sujeta a un contrato bidireccional por diferencias.

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La concesión de contratos bidireccionales por diferencias no debe estar condicionada a la venta de electricidad en determinados segmentos del mercado. Los beneficiarios deben seguir teniendo libertad para decidir cómo vender la electricidad generada por sus instalaciones (y, en cualquier caso, pueden optar por vender volúmenes cubiertos por contratos bidireccionales por diferencias en virtud de CCE, siempre que dicha participación no afecte negativamente a la competencia en el mercado).

Sin embargo, el promotor debe poder cumplir los compromisos asumidos a través de los diferentes contratos.

i.   Riesgos y medidas de mitigación

Existen tres riesgos principales de combinar el apoyo público y la compra privada en un único proyecto:

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En primer lugar, el riesgo de la ampliación del apoyo público al comprador (subvenciones cruzadas), que debe evaluarse adecuadamente con arreglo a las normas sobre ayudas estatales. Dado que el apoyo público permite la financiación y ejecución del proyecto por parte del promotor, el comprador privado puede beneficiarse de mejores condiciones que las que se darían de otro modo sin dicho apoyo. Por lo tanto, el precio de referencia del contrato bidireccional por diferencias no debe calcularse de manera que pueda animar a los beneficiarios a firmar CCE a precios inferiores al precio de mercado.

—	En segundo lugar, el riesgo de distorsiones en el mercado de los CCE tras la combinación de contratos bidireccionales por diferencias con CCE al alterar sus condiciones y precios en comparación con los productos celebrados en condiciones de mercado (73).

—	Por último, la combinación de contratos bidireccionales por diferencias con CCE físicos, que puede eliminar los incentivos para que las partes negocien en mercados mayoristas organizados de la electricidad, crea el riesgo de reducir la liquidez en otros mercados de la electricidad.

Una medida de mitigación para reducir el riesgo de ampliar el apoyo público al comprador privado sería obligar al beneficiario a elegir al comprador del CCE mediante un procedimiento de licitación abierto, transparente y no discriminatorio. Esto permitiría determinar los precios que las empresas están dispuestas a pagar para acceder a esa generación. Para garantizar que estos resultados reflejen el valor intrínseco de estos contratos, dichas ventas deben diseñarse con miras a permitir la participación del mayor porcentaje de partes interesadas. Algunos ejemplos de buenas prácticas serían: i) fijar el volumen mínimo de compra en un nivel bajo (por ejemplo, 1 MW); ii) fijar la duración del contrato de manera que no discrimine a los pequeños consumidores, por ejemplo, unos cinco años; iii) permitir a todos los consumidores de electricidad, incluidos los proveedores minoristas, participar en dichas subastas; y iv) permitir que las partes interesadas transfronterizas participen en estas subastas. Esto no debe afectar negativamente a la competencia en el mercado, en particular cuando las dos partes implicadas en dicho CCE estén controladas por la misma entidad. Otra ventaja de esta opción es que maximiza los ingresos de los promotores, manteniendo así al mínimo el apoyo estatal necesario para la implantación de la capacidad de generación.

Un efecto secundario del proceso de subasta es que daría lugar necesariamente a que las mejores ofertas ganaran los contratos de CCE y podría privar de acceso a los mercados de CCE a los clientes potenciales que se enfrentan a barreras de entrada (74). Para garantizar que este tipo de acuerdos no dé lugar a un aumento del poder de mercado de determinados compradores, se podría limitar la cantidad de capacidad que pueden contratar los compradores, incluidas sus filiales, con un grado significativo de poder de mercado o establecer diferentes cestas en la subasta para seleccionar a los compradores. Mitigar el riesgo de subvenciones cruzadas de los compradores de CCE también abordará la necesidad de minimizar las posibles distorsiones en el mercado de los CCE. A este respecto, el CCE debe fijarse en condiciones de mercado, como también prescribe el Reglamento sobre la electricidad. Si bien los CCE deben fijarse en condiciones de mercado, por ejemplo a través de un proceso de subasta competitivo, los beneficiarios de contratos bidireccionales por diferencias deben seguir teniendo libertad para decidir si venden su electricidad a través de un CCE. Si el Estado desea perseguir otros objetivos estratégicos, como un apoyo específico a determinadas industrias, existen otras posibilidades de ayuda estatal (75). Una limitación del posible grupo de compradores para los CCE crearía necesariamente tales distorsiones, en detrimento de otros posibles compradores en el mercado y potencialmente contraria a las normas sobre ayudas estatales.

Para minimizar el riesgo de retirar liquidez en otros mercados de la electricidad, se recomienda limitar el uso de CCE a los CCE financieros, que mantienen los incentivos para que sus signatarios negocien en los mercados organizados de la electricidad.

ii.   Opciones para combinar contratos bidireccionales por diferencias y CCE

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 19 bis del Reglamento sobre la electricidad, el Estado solo está obligado a permitir que los licitadores reserven parte de la generación para CCE u otros acuerdos en condiciones de mercado. Esto, en principio, no requiere características de diseño específicas en el diseño de la subasta o en el diseño de contratos bidireccionales por diferencias, pero puede incluir las medidas de reducción del riesgo mencionadas anteriormente.

Los promotores decidirán sobre la posible combinación con CCE en función del atractivo de la oferta de apoyo público en relación con la opción externa de firmar un CCE o utilizar otros acuerdos de mercado.

Una manera de lograr esta combinación de contratos bidireccionales por diferencias y CCE es que el sistema de apoyo limite la capacidad o generación que puede cubrir el contrato bidireccional por diferencias a una parte de la capacidad o generación total. En tal caso, el promotor tendría que encontrar flujos de ingresos alternativos para la capacidad o generación restante sin apoyo, incluyendo potencialmente a través de CCE. Por consiguiente, la adopción de medidas de reducción del riesgo es especialmente importante en estos casos para garantizar que estos acuerdos no den lugar a subvenciones cruzadas.

Esta opción parece especialmente adecuada para las instalaciones eólicas marinas, en las que el Estado arrienda el fondo marino a los promotores. A continuación, el Estado puede limitar el apoyo público a una cantidad de generación que no corresponda al total estimado que puede construirse en la zona en cuestión y permitir a los promotores construir por encima de la capacidad apoyada por el sistema («sobreplantación»). Así pues, los beneficiarios se ven obligados a encontrar otras fuentes de financiación para garantizar el pleno desarrollo y beneficiarse de las economías de escala (76).

Por el contrario, en el caso de las instalaciones en tierra, el Estado no suele ser conocedor del tamaño de la zona que debe utilizarse y no puede decidir la cantidad de generación o capacidad que debe apoyarse sobre esa base. En estas circunstancias, el Estado puede fijar un porcentaje máximo de la generación de la instalación que puede beneficiarse de apoyo público (77). Cabe tener en cuenta que, dado que el porcentaje de generación no cubierta por el apoyo público puede ser pequeño, los beneficiarios también pueden optar por una exposición comercial plena, ya que puede que no necesiten un contrato complementario a largo plazo para financiar la instalación. Cuanto menor sea la cuota cubierta por el apoyo público, mayor será el incentivo para firmar otro contrato a largo plazo en forma de CCE, en lugar de otros acuerdos de mercado, como el comercio en mercados organizados.

El Estado, como contraparte del contrato bidireccional por diferencias, también podría vender parte de esa electricidad en forma de CCE a más corto plazo (78). Esto proporcionaría una cobertura tanto para los promotores que necesitan compromisos de inversión a más largo plazo como para los clientes que pueden no estar en condiciones de firmar contratos de larga duración y exigir contratos a más corto plazo. Dichos CCE deben emitirse para vencimientos de aproximadamente cinco años y adjudicarse a través de un procedimiento de licitación abierto a los proveedores y consumidores, también a través de las fronteras. Dado que el Estado actúa como intermediario, debe prestarse atención a la existencia de garantías estatales. Cuando exista una garantía respaldada por el Estado, debe incluir disposiciones para evitar la reducción de la liquidez en los mercados de la electricidad, por ejemplo mediante el uso de CCE financieros, y no debe prestar apoyo a la compra de generación a partir de combustibles fósiles.

Por último, el artículo 19 bis también hace referencia al uso de criterios no relacionados con el precio (ya sea como preclasificación o como criterios de adjudicación) para fomentar la combinación de contratos bidireccionales por diferencias y CCE, pero solo «para que faciliten el acceso de los clientes que se enfrentan a barreras de entrada al mercado de los CCE». El Reglamento no define esta categoría de clientes, pero el Estado miembro que elija esta opción tendría que justificar debidamente que los grupos de clientes elegidos pertenecen claramente a esa categoría: las pymes o las comunidades de energía serían ejemplos típicos. Cabe tener en cuenta que, al utilizar criterios adicionales, el Estado miembro tendrá que demostrar que estos no afectan a la competitividad de la subasta para seleccionar a los beneficiarios y no se traduce en una ayuda estatal injustificada para los compradores de CCE, entre otros requisitos con arreglo a las normas sobre ayudas estatales.

Cuadro resumen 5 Al considerar la combinación de contratos bidireccionales por diferencias y CCE en una subasta, los Estados miembros deben tener en cuenta los riesgos de subvenciones cruzadas, de distorsiones en el mercado de los contratos de compra de electricidad y de reducción de la liquidez de otros segmentos del mercado de la electricidad, y establecer las medidas de mitigación adecuadas.

VIII.   Conclusión

La transición hacia un sistema eléctrico limpio requiere inversiones rápidas en instalaciones de generación. Los Estados miembros pueden apoyar las inversiones en forma de contratos bidireccionales por diferencias, tal como exige la reciente reforma de la configuración del mercado de la electricidad. La reforma ha dado lugar a que se establezcan normas en los artículos 19 bis y 19 quinquies del Reglamento sobre la electricidad que los Estados miembros deben tener en cuenta a la hora de diseñar contratos bidireccionales por diferencias para las tecnologías en cuestión, a fin de aprovechar las ventajas de los contratos.

Teniendo en cuenta la magnitud de estas inversiones y el potencial de los sistemas de apoyo para distorsionar el funcionamiento del mercado, así como la integración del sistema, es fundamental elegir diseños adecuados de contratos bidireccionales por diferencias. Por lo general, los sistemas de apoyo respaldan a las instalaciones durante períodos muy largos y cualquier distorsión tendría una repercusión significativa e impredecible en el futuro funcionamiento del mercado. Además, los contratos bidireccionales por diferencias representan una cobertura tanto para los beneficiarios como para el Estado. Ambas partes podrían ofrecer el beneficio de esta cobertura a los consumidores de electricidad, en la medida en que no dé lugar a distorsiones.

Con el fin de apoyar una transición eficiente en términos de costes hacia un sistema eléctrico descarbonizado, apoyando al mismo tiempo la seguridad del suministro y la asequibilidad para los consumidores, los contratos bidireccionales por diferencias deben diseñarse de manera que:

—

eviten distorsiones en las ofertas en los mercados diario, intradiario, de balance y de servicios auxiliares: i) incentivando la producción en momentos de alto valor para el sistema eléctrico; ii) garantizando que el productor siga siendo financieramente responsable de sus desvíos, de conformidad con el artículo 5 del Reglamento sobre la electricidad;

—	mantengan los incentivos para tomar decisiones de mantenimiento eficientes garantizando que la remuneración incentive el mantenimiento en momentos de menor necesidad de generación del sistema;

—	mantengan incentivos similares, comparables a los de las instalaciones no apoyadas, para operar y participar eficientemente en los mercados a plazo de la electricidad; y

—	mantengan los incentivos para tomar decisiones de inversión óptimas garantizando que las instalaciones de generación apoyadas mantengan una exposición suficiente a los precios de mercado.

La combinación de contratos bidireccionales por diferencias con CCE debe diseñarse de manera que:

—	evite el riesgo de subvenciones cruzadas al comprador del CCE;

—	evite crear distorsiones en los mercados de CCE; y

—	reduzca el riesgo de disminuir la liquidez en otros mercados de la electricidad.

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(1)  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 (UE) 2019/943 en relación con la mejora de la configuración del mercado de la electricidad de la Unión (DO L, 2024/1747, 26.6.2024).

(2)  Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad (versión refundida) (DO L 158 de 14.6.2019, p. 54).

(3)  La obligación de que los sistemas de apoyo directo a los precios adopten la forma de contratos bidireccionales por diferencias se aplica a las siguientes tecnologías de generación de energía renovable: energía eólica, solar, geotérmica e hidroeléctrica sin embalse.

(4)  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 (DO L, 2024/1711, 26.6.2024).

(5)  C/2025/3602.

(6)  Plan de Acción para una Energía Asequible, COM(2025) 79 final.

(7)  La formación de los precios de los mercados mayoristas de la electricidad conlleva actualmente una optimización del suministro de electricidad, la demanda de electricidad y la capacidad transfronteriza disponible para el comercio. El precio de la electricidad dentro de una zona vendrá determinado por el coste marginal de producción del medio de suministro de electricidad más barato disponible necesario para satisfacer las necesidades de consumo. Para determinar el medio de suministro más barato disponible para satisfacer la demanda, todos los activos de suministro disponibles se clasifican en función del nivel de sus ofertas, que se basan en sus costes marginales de producción en el denominado orden de mérito. El nivel de precios en el que coinciden la oferta de demanda más barata y la oferta de suministro más cara define el precio mayorista de la electricidad. La adición de instalaciones de producción de bajo coste marginal, como las fuentes de energía renovables, puede dar lugar a unidades con un coste marginal más bajo que fijen el precio mayorista y, por tanto, a un precio de mercado mayorista más bajo. No obstante, es importante señalar que múltiples factores influyen en la formación de los precios mayoristas, como por ejemplo la cantidad de flexibilidad disponible en el sistema eléctrico.

(8)  Como se indica en el documento de trabajo de los servicios de la Comisión sobre la evaluación de impacto que acompaña a la Comunicación «Asegurar nuestro futuro: el objetivo climático de Europa para 2040».

(9)  Por ejemplo, estas orientaciones no incluirán recomendaciones sobre cómo incorporar criterios no relacionados con el precio en las subastas. Así lo exigen i) el artículo 26 del Reglamento sobre la Industria de Cero Emisiones Netas [Reglamento (UE) 2024/1735 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, por el que se establece un marco de medidas para reforzar el ecosistema europeo de fabricación de tecnologías de cero emisiones netas (DO L, 2024/1735, 28.6.2024)], ii) el Reglamento de Ejecución (UE) 2025/1176 de la Comisión, de 23 de mayo de 2025, por el que se especifican los criterios de preclasificación y adjudicación en las subastas para la implantación de energías procedentes de fuentes renovables, y iii) la Recomendación de la Comisión de 13 de mayo de 2024 sobre el diseño de las subastas para las energías renovables (DO L, 2025/1176) («Acto de ejecución relativo al artículo 26 del Reglamento sobre la Industria de Cero Emisiones Netas»). Del mismo modo, las condiciones en las que se aplica la legislación financiera a los contratos bidireccionales por diferencias no se describen con más detalle en las presentes orientaciones.

(10)  El artículo 2, punto 76, del Reglamento (UE) 2019/943 fue derogado por el Reglamento (UE) 2024/1747.

(11)  A la hora de decidir la duración exacta, la duración del contrato ha de ser proporcional al nivel de inversión requerido y no superar la vida útil prevista.

(12)  Estos mercados de la electricidad incluyen contratos bilaterales, como los contratos de compra de electricidad (CCE).

(13)  Véase, por ejemplo, Kitzing et al. (2024): Contracts-for-Difference to support renewable energy technologies: Considerations for design and implementation [«Contratos por diferencias para apoyar las tecnologías de energías renovables: consideraciones para el diseño y la aplicación», documento en inglés], informe de investigación, RSC/FSR, Centro Robert Schuman, Escuela de Regulación de Florencia, Instituto Universitario Europeo; Newbery, D. (2023a). Efficient Renewable Electricity Support: Designing an Incentive compatible Support Scheme. [«Apoyo a la electricidad renovable eficiente: diseñar un sistema de apoyo compatible con incentivos», documento en inglés] The Energy Journal, 44(3); Newbery, D. (2023b). Efficient Renewable Electricity Support: Designing an Incentive compatible Support Scheme. [«Apoyo a la electricidad renovable eficiente: diseñar un sistema de apoyo compatible con incentivos», documento en inglés] The Energy Journal, 44(3), 1-22; Schlecht, I., Maurer, C., & Hirth, L. (2024). Financial contracts for differences: The problems with conventional CfDs in electricity markets and how forward contracts can help solve them. [«Contratos financieros por diferencias. Los problemas con los contratos financieros por diferencias convencionales en los mercados de la electricidad y cómo los contratos a plazo pueden ayudar a resolverlos», documento en inglés] Energy Policy, 186, 113981; Fabra, N., (2023) « Reforming European Electricity Markets:Lessons from the Energy Crisis » [«Reforma de los mercados de la electricidad europeos: lecciones de la crisis energética», documento en inglés], Energy Economics. 126; Elia Group. (2022): Sustainable 2-sided Contract for Difference design and models for combination with Power Purchasing Agreements - Two-part explanatory note. [«Diseño y modelos de contratos bidireccionales por diferencias sostenibles para la combinación con contratos de compra de electricidad — Nota explicativa en dos partes», documento en inglés]. No publicado; o Kröger, Neuhoff, Richstein (2022), Contracts for Difference Support the Expansion of Renewable Energy Sources while Reducing Electricity Price Risks [«Los contratos por diferencias apoyan la expansión de las fuentes de energía renovables al tiempo que reducen los riesgos de los precios de la electricidad», documento en inglés], informe de DIW Berlin.

(14)  Uno de los modelos de los contratos bidireccionales por diferencias examinados en la bibliografía prevé la utilización de una horquilla de precios limitada por dos precios de ejercicio, un límite mínimo como límite inferior y un límite máximo como límite superior, dentro de los cuales el operador está expuesto a los precios de mercado.

(15)  El artículo 19 quinquies, apartado 2, letra d), del Reglamento sobre la electricidad establece la obligación de determinar la remuneración asociada a los contratos bidireccionales por diferencias mediante «un procedimiento de licitación abierto, claro, transparente y no discriminatorio». Sin embargo, también reconoce que «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».

(16)  Véase, por ejemplo, Comisión Europea, Dirección General de Energía (2022), CHEMA Zabala, Alfa Diallo: «Study on the performance of support for electricity from renewable sources granted by means of tendering procedures in the Union 2022» [«Estudio sobre los resultados del apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables concedido mediante procedimientos de licitación en la Unión 2022», documento en inglés] y el Informe de la Comisión sobre los resultados del apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables concedido mediante procedimientos de licitación en la Unión, COM(2022) 638 final.

(17)  Ejemplos de tales volúmenes independientes de la producción pueden ser un volumen limitado determinado ex ante por la autoridad de subastas o, en el caso de los contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción, el potencial de producción de la instalación, un perfil de referencia que refleje la producción de un proyecto de referencia medio, entre otras posibilidades.

(18)  Además del reembolso resultante del contrato bidireccional por diferencias, otros tipos de reembolsos pueden ser necesarios para evitar una compensación excesiva, como indican las directrices sobre ayudas estatales. El reembolso resultante del contrato bidireccional por diferencias podrá mantenerse a lo largo de la vida útil del activo apoyado.

(19)  Véase, por ejemplo, la Decisión de la Comisión SA.115179 (2024/N) — Italia FER X TCTF Apoyo transitorio italiano para la producción de electricidad a partir de centrales de FER próximas a la paridad de mercado. En la bibliografía se han abordado otros posibles diseños, que incluyen diferentes diseños para el precio de referencia, el volumen de referencia o el precio o precios de ejercicio. Véase, por ejemplo, Kitzing et al. (2024) para una amplia visión general de las posibles opciones de diseño. Otros diseños pueden incluir bonificaciones o penalizaciones por flexibilidad. Véase, por ejemplo, Fabra (2023).

(20)  Las referencias a las «distorsiones» en el contexto de las presentes orientaciones deben entenderse como los efectos de los contratos bidireccionales por diferencias que ofrecen incentivos al beneficiario para comportarse de manera diferente a un generador «sin apoyo». Por ejemplo, los contratos bidireccionales por diferencias tienen efectos distorsionadores si incentivan al beneficiario a producir en momentos en los que el precio de mercado es inferior al coste marginal de producción del beneficiario o si el beneficiario no produce aunque los precios de mercado sean superiores a su coste marginal de producción. Estos ejemplos de distorsiones no son exhaustivos.

(21)  Esto supone que el coste marginal de producción es inferior al precio de ejercicio.

(22)  Esto puede implicar calcular el volumen de referencia para imitar el perfil de producción de determinadas instalaciones de activos renovables. Esto implica la implantación de sensores meteorológicos eficaces y modelos sofisticados de producción de electricidad para establecer la curva de producción de referencia o asociar una «potencia de referencia» a un proyecto apoyado de manera que se eviten los riesgos de especulación y se eliminen los costes de aplicación y la carga administrativa.

(23)  Propuesta de Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo que modifica el Reglamento (UE) 2021/1119, por el que se establece el marco para lograr la neutralidad climática, COM(2025) 524 final.

(24)  Comisión Europea, Plan del Objetivo Climático para 2040 [SWD(2024) 63 final].

(25)  Comisión Europea, Plan del Objetivo Climático para 2040 [SWD(2024) 63 final].

(26)   The Impact of Two-Sided Contracts for Difference on Debt Sizing for Offshore Wind Farms [«El impacto de los contratos bidireccionales por diferencias en el dimensionamiento de la deuda de los parques eólicos marinos», documento en inglés] — Mak Đukan, Dogan Keles, Lena Kitzing, 2025.

(27)   https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Studies/F2590EN.pdf.

(28)   https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Studies/F2590EN.pdf.

(29)  Informe anual de 2024 de CACM — https://www.nemo-committee.eu/assets/files/cacm-annual-report-2024.pdf.

(30)  Los mejores datos disponibles sugieren que los costes totales de balance a nivel de la UE en 2024 son al menos entre dos y tres veces superiores a los de 2018, pero no hay series consolidadas publicadas oficialmente que apoyen una cifra porcentual exacta, según los informes de la REGRT de Electricidad sobre el mercado y el balance 2020-2025.

(31)  Sin embargo, es importante señalar que la diferencia de señal entre el horizonte temporal diario e intradiario podría deberse a cambios en las previsiones de generación y consumo después del mercado diario, por ejemplo, debido a cambios meteorológicos.

(32)    

(33)  Las presentes orientaciones se centran en las normas pertinentes aplicables del acervo de la UE en materia de energía y no pretenden abarcar todas las normas que puedan aplicarse a los contratos bidireccionales por diferencias en virtud del Derecho de la Unión, como las normas sobre ayudas estatales o la legislación financiera.

(34)  Véanse los artículos 4 y 6 de la DFER.

(35)  Más allá de la legislación en materia de energía, las normas sobre ayudas estatales desempeñan un papel importante en el diseño de los contratos bidireccionales por diferencias conformes con la normativa de la UE. A este respecto, se hace referencia, en particular, a las Directrices sobre ayudas estatales en materia de clima, protección del medio ambiente y energía — 2022/C 80/01.

(36)  A efectos de las presentes orientaciones, el término «renovables» se refiere a las nuevas instalaciones de generación de electricidad a partir de energía eólica, solar, geotérmica e hidroeléctrica sin embalse.

(37)  Reglamento (UE) 2024/1735 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, por el que se establece un marco de medidas para reforzar el ecosistema europeo de fabricación de tecnologías de cero emisiones netas y se modifica el Reglamento (UE) 2018/1724 (DO L, 2024/1735, 28.6.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1735/oj).

(38)  Reglamento de Ejecución (UE) 2025/1176 de la Comisión, de 23 de mayo de 2025, por el que se especifican los criterios de preclasificación y adjudicación en las subastas para la implantación de energías procedentes de fuentes renovables (DO L, 2025/1176, 18.6.2025, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_impl/2025/1176/oj).

(39)  La canibalización se produce cuando los ingresos y el valor de una tecnología específica de energía disminuyen debido a una mayor penetración de dicha tecnología. La canibalización es entonces un parámetro que, si está presente, puede afectar tanto a la rentabilidad como al riesgo para los inversores, en particular de activos de generación de electricidad renovable.

(40)  Este es el caso, por ejemplo, de los contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción con un período de referencia correspondiente a la unidad de tiempo del mercado. A un productor que invierta en un proyecto capaz de producir electricidad en la misma pauta de producción que el perfil de producción de referencia se le garantizará que se le pagará al precio de ejercicio por cada MWh que haya producido. Esto se entiende sin perjuicio de la ventaja de diseñar un perfil de producción de referencia de manera que sea beneficioso para las necesidades del sistema.

(41)  Este es el caso, por ejemplo, de los contratos bidireccionales por diferencias en los que los Estados miembros deciden apoyar una instalación de generación en momentos en los que esta instalación no está produciendo, como durante las horas de precio negativo en el mercado diario e intradiario (es decir, contratos bidireccionales por diferencias independientes de la producción o de fusión). Así pues, la remuneración total del beneficiario no depende de la frecuencia de aparición de horas de precio negativas y el beneficiario puede prever mejor el volumen de producción apoyado por el contrato bidireccional por diferencias (en MWh/año), por ejemplo, sobre la base de la producción media histórica. Cabe señalar que esto reduce los riesgos de los beneficiarios y, por tanto, reduce el precio de ejercicio resultante de la licitación. Por otra parte, esto transfiere un riesgo al Estado, que tendrá que compensar al beneficiario durante un mayor número de períodos de precios negativos, por lo que sigue siendo fundamental que el contrato bidireccional por diferencias esté diseñado para ofrecer incentivos adecuados para la capacidad de respuesta del mercado, por ejemplo, incluyendo períodos de referencia más largos.

(42)  La versión actual de los requisitos europeos relativos a los servicios públicos establece que las centrales nucleares deben ser capaces de operar ciclos de carga diarios dentro de determinados límites. Para más información, véase SWD(2025) 160 final, sección 2.2.2.

(43)  El artículo 2, punto 48, de la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE (versión refundida) (DO L 158 de 14.6.2019, p. 125), define los «servicios auxiliares» como todos los servicios necesarios para la operación de la red de transporte o de distribución incluidos servicios de balance y servicios auxiliares de no frecuencia pero no la gestión de congestiones.

(44)  Véase el apartado 123 de las Directrices sobre ayudas estatales en materia de clima, protección del medio ambiente y energía. Cabe tener en cuenta que, en determinadas circunstancias, los costes de explotación de la unidad también incluyen los costes de aumento y reducción, por ejemplo en el caso de las instalaciones nucleares.

(45)  El coste marginal de producción de los activos de generación solar o eólica (es decir, el coste de producir un MWh adicional) se considera muy bajo, cercano a los 0 EUR/MWh. Teniendo en cuenta que no existe una cifra precisa sobre estos costes exactos, en el contexto de las presentes orientaciones, se presupone que ascienden a 0 EUR/MWh.

(46)  A efectos de la presente nota, por «mercados a plazo» se entiende los productos con entrega dos días antes del consumo y la producción de electricidad en tiempo real, e incluyen los productos negociados en mercados organizados, como los futuros.

(47)  Esto es especialmente pertinente para los proveedores que deben cumplir prácticas específicas de gestión de riesgos de conformidad con el artículo 18 bis de la Directiva (UE) 2019/944.

(48)  Como se indica en las Directrices sobre ayudas estatales en materia de clima, protección del medio ambiente y energía 2022, apartado 123.

(49)  Estos activos no suelen producir electricidad a su capacidad máxima de producción, sino en un valor de consigna que minimiza el coste marginal de producción. En caso de que se prevean unos precios elevados, los activos pueden aumentar su producción.

(50)  Por ejemplo, el diseño del volumen de referencia podría incentivar a los beneficiarios potenciales a maximizar la capacidad de generación nominal de su instalación, pero no a construir las instalaciones necesarias de manera que se alcance esta capacidad nominal. Por ejemplo, en el caso de las turbinas eólicas, estas podrían diseñarse en torno a una capacidad de 10 MW para obtener acceso a un perfil de referencia para una capacidad de 10 MW, mientras que el tamaño de las palas se diseñaría de manera que solo pudiera alcanzar 6 MW de generación. Esto minimizaría los costes de inversión, garantizando al mismo tiempo unos ingresos elevados si el precio de ejercicio fuera superior al precio de referencia.

(51)  En relación con este punto específico, véase el asunto de ayuda estatal SA.115179 (2024/N), considerando 55, letra b).

(52)  En relación con este punto específico, véase el asunto de ayuda estatal SA.115179 (2024/N), considerando 55, letra a).

(53)  En relación con este punto específico, véase la Decisión de ayuda estatal SA.115764 (2025/N), considerando 12, para tres parques eólicos marinos en Francia, que prevé basarse en índices de precios del mercado intradiario para determinar precios negativos.

(54)  El factor churn podría medirse, por ejemplo, como la proporción de electricidad negociada en la subasta dividida por la electricidad total consumida a nivel nacional.

(55)  Hasta la fecha, la bibliografía académica y la práctica decisoria han detectado una serie de posibles distorsiones. Sin embargo, no puede descartarse la posibilidad de que otras prácticas e investigaciones detecten distorsiones adicionales y los ajustes necesarios para abordarlas.

(56)  A efectos del ejemplo, se supone que el coste esperado distinto de los costes de mantenimiento esperados se mantiene constante a lo largo de todo el período de producción o es igual a cero. Sin embargo, deberán tenerse en cuenta en el análisis de costes y beneficios previstos.

(57)  Cabe señalar que la decisión de mantenimiento se adopta sobre la base de los beneficios esperados antes del período de mantenimiento real. Una vez establecido este mantenimiento, es probable que sea difícil modificar el período establecido para el mantenimiento. Los costes y beneficios reales pueden diferir de las expectativas. Sin embargo, todos los operadores del mercado, independientemente de que se beneficien o no de apoyo público, tomarían la decisión sobre la base de las expectativas.

(58)  En el caso de los contratos bidireccionales por diferencias basados en la producción con un largo período durante el cual se calcula el precio medio de referencia, el pago / el reembolso de la prima para cada período de referencia depende menos de si el beneficiario produce en un momento determinado y las variaciones a corto plazo de los ingresos basados en el mercado se transmiten al productor. En situaciones en las que, al final del período, el beneficiario pueda estimar que el precio medio de referencia dará lugar a un reembolso, teniendo en cuenta los precios al contado previstos en el tiempo restante del período durante el cual se calcula la media, el productor puede verse indebidamente incentivado a reducir la producción incluso si los precios al contado siguen siendo positivos y redunda en interés del sistema que la producción se lleve a cabo. Esto se debe a que, de otro modo, el beneficiario tendría que pagar el reembolso por el volumen adicional producido sin haber recibido los ingresos equivalentes del mercado al contado por ese volumen. En este tipo de situación distorsionadora, el contrato bidireccional por diferencias podría incluir un reembolso dinámico, en virtud del cual el reembolso se reduce únicamente para los volúmenes producidos en horas con bajos precios al contado y se limita al final del período de referencia y solo en momentos en los que los beneficiarios puedan determinar que serán objeto de un reembolso para mantener el incentivo para que los productores de centrales renovables suministren electricidad en momentos de precios positivos (bajos). En este tipo de situaciones distorsionadoras, el sistema podría ajustar el reembolso para que fuera igual al mínimo del reembolso medio o del precio al contado. En los casos en que el reembolso sea superior al precio al contado, en principio se incentivaría al promotor a detener la producción. Sin embargo, si el reembolso para ese momento concreto se modifica para que sea igual al precio al contado, el promotor permanecería indiferente y seguiría produciendo cuando fuera beneficioso para el sistema. Para más detalles sobre los reembolsos dinámicos, véase Kitzing et al. (2024).

(59)  Los CCE se abordan en la sección VII.

(60)  Este puede ser el caso, por ejemplo, cuando los beneficiarios del contrato bidireccional por diferencias intentan «vencer al mercado» y captar mayores ingresos de mercado a través de decisiones comerciales rentables en el mercado a plazo, limitando al mismo tiempo los riesgos. En particular, cuando el precio de referencia en el contrato bidireccional por diferencias es largo (por ejemplo, anual), el promotor puede tener el incentivo de negociar a plazo para cubrir su riesgo.

(61)  La liquidez de los distintos mercados a plazo de la electricidad es muy baja en la mayoría de las zonas de ofertas, y solo unas pocas zonas de ofertas tienen suficiente liquidez. Para más información, véase la nota a pie de página 62 del documento mencionado.

(62)   «ACER Policy Paper on the Further Development of the EU electricity forward market» [«Documento de orientación de la ACER sobre el desarrollo ulterior del mercado a plazo de la electricidad de la UE», documento en inglés] https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Position%20Papers/Electricity_Forward_Market_PolicyPaper.pdf.

(63)  Sin este mecanismo, en el caso de un período de referencia con baja producción, la central eléctrica podría modificar considerablemente el precio de referencia (que se aplica al volumen de referencia completo), simplemente cambiando las ventas de un mercado a otro.

(64)  Por ejemplo, si la central se ha comprometido a vender en el mercado a plazo y el precio diario o intradiario es inferior a los costes marginales de la central eléctrica, esta debe poder recomprar la electricidad ya vendida en los mercados a plazo para modular su producción.

(65)  Siempre que sea compatible con las normas sobre ayudas estatales (véase la sección VII, subsección b, a continuación).

(66)  Como la relación entre la longitud de la pala y el tamaño de la turbina o la concentración terrestre de las turbinas eólicas.

(67)  En el caso de las energías renovables, las inversiones adicionales en flexibilidad pueden referirse a la coubicación de los sistemas de almacenamiento de baterías. En el caso de la energía nuclear, puede referirse a la instalación de equipos o a la toma de decisiones de diseño que mejoren aún más la capacidad de seguimiento de la carga de la central.

(68)  Garantizar que la inversión evite distorsiones indebidas de la competencia y el comercio en el mercado interior y que contribuya al valor del sistema puede incluir elementos de diseño de los contratos bidireccionales por diferencias que incentiven la construcción eficiente. Estos elementos de diseño podrían reflejar la consecución de determinados hitos de construcción en el calendario previsto y de conformidad con el presupuesto previsto. Algunos Estados miembros han introducido sanciones por la no finalización o el rendimiento insuficiente de los proyectos.

(69)  Este tipo de criterio está cubierto por el artículo 26 del Reglamento sobre la Industria de Cero Emisiones Netas, especificado con más detalle en el Acto de ejecución relativo a artículo 26del Reglamento sobre la Industria de Cero Emisiones Netas.

(70)  Esto significa, en la práctica, que el promotor tiene que garantizar la electricidad al comprador cuando la instalación a la que está vinculado el contrato no está generando; esta brecha suele denominarse «costes de adaptación». La asignación de riesgos en los CCE también cambia con el tiempo: mientras que en el pasado el comprador solía asumir a menudo el coste de los riesgos relacionados con la restricción o los precios negativos, ya que estos acontecimientos se convierten en acontecimientos más frecuentes, los promotores a menudo se ven obligados a cubrir parte o la totalidad de ese coste.

(71)  Otros acuerdos de mercado incluyen la venta directa de electricidad en mercados de electricidad organizados sin la existencia de un acuerdo a largo plazo. Esta opción no se abordará en las presentes orientaciones.

(72)  Por ejemplo, debe permitirse que un proyecto de parque eólico de 50 MW solicite un contrato bidireccional por diferencias por 30 MW de capacidad. La capacidad restante podría venderse entonces, por ejemplo, en el marco de un CCE.

(73)  A tal efecto, véase la definición de CCE que figura en el Reglamento sobre la electricidad, cuyo artículo 2, punto 77, se refiere a la compra de electricidad en condiciones de mercado.

(74)  De manera alternativa, teóricamente podrían lograrse resultados similares ofreciendo CCE en plataformas de mercado líquidas. Sin embargo, la experiencia con las plataformas de CCE es limitada en la UE.

(75)  Véanse, por ejemplo, los nuevos instrumentos incluidos en la sección 4.5 del Marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia.

(76)  Véase la Decisión de la Comisión en el asunto SA.114440 (2024/N) — Estonia TCTF: sistema de apoyo a la energía eólica marina.

(77)  Ayuda estatal SA.115179 (2024/N) — Italia FER X TCTF Apoyo transitorio italiano para la producción de electricidad a partir de centrales de FER próximas a la paridad de mercado.

(78)  1.c Véase también la sección VI, subsección c, en la que se analiza un mecanismo similar para el comercio a plazo. La duración de dichos CCE debe establecerse de manera que se garantice que los CCE ofrecidos no afecten a la liquidez de los mercados a plazo. En la práctica, esto significa que dichos CCE deben emitirse para duraciones superiores a la duración de los productos del mercado a plazo suficientemente líquidos, por ejemplo, durante unos cinco años.