Dictamen del Comité Económico y Social Europeo

Futuro del suministro y de la tarificación de la electricidad en la UE

(Dictamen de iniciativa)

(C/2025/1187)

Ponente:

Jan DIRX

Coponente:

Thomas KATTNIG

Asesores	Peter Gijsbert BOERMA (por el ponente) René MONO (por el coponente)
Decisión de la Asamblea	15.2.2024
Base jurídica	Artículo 52, apartado 2, del Reglamento interno Dictamen de iniciativa
Sección competente	Transportes, Energía, Infraestructuras y Sociedad de la Información
Aprobado en sección	11.12.2024
Aprobado en el pleno	22.1.2025
Pleno n.o	593
Resultado de la votación (a favor/en contra/abstenciones)	185/3/3

1. Conclusiones y recomendaciones

1.1.

El Comité Económico y Social Europeo (CESE) tiene el convencimiento de que el mercado de la electricidad no solo debe reformarse de tal forma que se cumpla el objetivo de alcanzar la neutralidad climática a más tardar en 2050, sino que este aspecto debe combinarse con los objetivos de procurar la seguridad del suministro y unos precios estables y asequibles. Es precisamente en aras de la protección de los grupos vulnerables que se antoja necesario consagrar el derecho a la energía.

Este ramillete de objetivos, con las necesarias inversiones de gran magnitud, solo puede lograrse mediante una combinación de intervenciones estatales y mecanismos de mercado.

1.2.

En ese sentido, abogamos por un modelo de regulación pública en los casos necesarios y de iniciativa empresarial privada siempre que sea posible. Queremos configurar este modelo bajo la forma de un «mecanismo para la electricidad», el cual podría adoptar la forma de una empresa creada por los poderes públicos que, con el tiempo, desempeñará el papel de creador de mercado en el mercado de la electricidad con el objetivo de lograr la neutralidad climática, la seguridad del suministro y unos precios estables y asequibles.

1.3.

El cambio necesario en el mercado de la electricidad puede estructurarse en tres fases:

Durante la primera fase (de aquí a 2030), el mecanismo para la electricidad ampliará su cartera con una combinación deseada de generación de electricidad (sin emisiones de CO2). En este período, el comercio de la electricidad será objeto de negociación diaria, pero la influencia del mecanismo para la electricidad en el mercado será cada vez mayor.

Durante la segunda fase (de 2030 a 2040), el mecanismo para la electricidad alcanzará su posición de creador de mercado y controlará una parte adecuada de la oferta del mercado mediante contratos de suministro. El papel de la negociación diaria se irá ajustando en este período debido a la posición de creador de mercado del mecanismo.

3)	Durante la tercera fase (de 2040 a 2050), el mecanismo para la electricidad optimizará la oferta de energía para garantizar, a partir de 2050, un suministro sostenible a largo plazo de electricidad con cero emisiones netas de gases de efecto invernadero, a un nivel de precios estable y predecible.

1.4.

El CESE vuelve sobre el mensaje que ha reiterado con frecuencia acerca de la necesidad de fomentar la generación de electricidad a pequeña escala para procurar que su precio siga siendo asequible para los consumidores y aumentar las opciones de flexibilidad de las redes.

1.5.

Se prevé que los precios de la energía y las tarifas de transporte y distribución se dupliquen, por lo que el coste de la electricidad de aquí a 2030 y en adelante obligará a los gobiernos a revisar su política de imposición del suministro de electricidad a los consumidores.

2. Contexto general

2.1.

La UE afirma aspirar a la neutralidad climática de aquí a 2050: una economía con cero emisiones netas de gases de efecto invernadero. La electricidad desempeña un papel fundamental en el cumplimiento de ese objetivo. Esto se debe, por una parte, a que la electricidad también tendrá que generarse con cero emisiones netas, dotando a las energías renovables (como la energía eólica y la solar) de un papel preponderante complementado, por ejemplo, con centrales que funcionen con hidrógeno verde, u otros tipos de centrales eléctricas (con bajas emisiones de carbono) con captura y almacenamiento de carbono (CAC) o compensación de carbono. Por otra parte, la demanda de electricidad aumentará considerablemente, ya que esta energía tendrá que sustituir en gran parte el uso de combustibles fósiles, como el gas natural, tanto en los hogares como en las empresas.

2.2.

Esta transición requiere inversiones de gran magnitud que no provendrán sencillamente del mercado de la electricidad con su estructura actual, ya que su rendimiento es incierto, especialmente durante la fase de transición. La gran incertidumbre gira en torno a quién financiará las nuevas centrales eléctricas despachables que serán necesarias, dado que durante una parte importante del tiempo las fuentes renovables de precios más reducidos proporcionan suficiente electricidad para satisfacer la demanda, lo que supone que, en el mejor de los casos, las centrales despachables solo funcionarán a tiempo parcial, dando lugar así a un agudo aumento de su coste normalizado de la energía (1). El mercado no tendrá ningún incentivo para invertir en este tipo de centrales sin compensación de los costes. Por ello, es necesario adoptar una visión a largo plazo a escala de la UE, en la que se prevea un calendario realista que permita al mercado, los gobiernos, los consumidores y las empresas adaptarse de forma controlada. Asimismo, los Estados miembros deben elaborar planes de ejecución prospectivos para orientar las decisiones de inversión de la manera más adecuada. En varios Estados miembros, esto implica el desarrollo de mecanismos de pago por capacidad que se tarifiquen mediante subastas competitivas.

2.3.

La situación no solo afecta a las inversiones en capacidad de producción, sino también a las inversiones en la red y en opciones de flexibilidad, como la capacidad de almacenamiento, a escala local o regional, nacional y europea. También está claro que en el mercado de la electricidad cobrará mayor importancia el papel de los prosumidores, las cooperativas energéticas y otros operadores similares, así como el de la capacidad de almacenamiento a pequeña escala, como sucede con los vehículos eléctricos.

Todo ello dará lugar a una posible duplicación del precio de la electricidad en los próximos años, según estiman los expertos (2). Tanto las empresas como los consumidores, y en particular los grupos vulnerables, experimentarán problemas a menos que se desarrollen políticas acertadas al respecto.

Además, el actual orden del mercado, caracterizado por el orden de mérito (3), garantiza que los consumidores y las empresas no se beneficien demasiado desde un punto de vista económico del auge de las energías renovables.

2.4.

Por todo lo expuesto, el CESE tiene el convencimiento de que el mercado de la electricidad no solo debe reformarse de tal forma que se cumpla el objetivo de alcanzar la neutralidad climática a más tardar en 2050, sino que este aspecto debe combinarse con los objetivos de procurar la seguridad del suministro y unos precios estables y asequibles. Es precisamente en aras de la protección de los grupos vulnerables que se antoja necesario garantizar el derecho (4) a la energía.

Este ramillete de objetivos solo puede lograrse mediante una combinación de intervenciones estatales y mecanismos de mercado. Así lo arguyó ya el Comité en su Dictamen «Reforma de los mercados de la electricidad» (TEN/793), de junio de 2023 (5), y en el mismo sentido se expresa el grupo de reflexión europeo Bruegel en su estudio sobre el futuro del mercado de la electricidad publicado en julio de 2024 (6).

2.5.

Dicho mecanismo consistirá en una empresa creada por los poderes públicos que desempeñará el papel de creador de mercado en el mercado de la electricidad con el objetivo de lograr la neutralidad climática, la seguridad del suministro y unos precios estables y asequibles. El mecanismo alcanzará esos objetivos mediante la celebración de contratos a largo plazo (contratos bidireccionales por diferencia o contratos de compra de electricidad (7)) con productores de electricidad a través de procedimientos de licitación. A continuación, venderá la electricidad a las empresas de distribución y, cuando sea conveniente, directamente a los grandes consumidores de electricidad.

El mecanismo para la electricidad no será el núcleo de toda la electricidad producida. Por ejemplo, será frecuente que los prosumidores, las cooperativas de energía y otros pequeños productores utilicen su propia electricidad, la almacenen o la devuelvan a su propio proveedor por sí mismos. También podrá haber grandes consumidores de electricidad que suscriban contratos a largo plazo directamente con un productor.

2.6.

En el presente Dictamen de iniciativa desarrollaremos la idea del mecanismo para la electricidad a grandes rasgos y sin entrar en detalles (técnicos), ya que en las próximas décadas se profundizará en esta cuestión a medida que se siga desarrollando el mercado de la electricidad.

3. Funciones de los mercados de la electricidad

3.1.

En cuanto al precio de la electricidad en el mercado mayorista, existe una diferencia entre las funciones que debe desempeñar el precio de mercado:

1)	reparto a corto plazo entre la demanda y la oferta, que constituye la función dominante que desempeña el precio actualmente para los productos mayoristas de electricidad (futuros, diarios, intradiarios, etc.), todos los cuales se centran principalmente en los mercados al contado;

2)	función de señalización, es decir, la capacidad del precio del mercado para atraer las inversiones necesarias a fin de garantizar la seguridad del suministro (descarbonizado) en el futuro;

3)	refinanciación de inversiones en capacidades renovables y despachables y en opciones de flexibilidad, como instalaciones de almacenamiento, gestión de la demanda y consumo flexible (bombas de calor, vehículos eléctricos).

3.2.

La configuración actual del mercado mayorista presenta un claro sesgo en favor de la primera función mencionada en el punto 3.1, es decir, organizar —a través del efecto «orden de mérito»— el reparto más eficiente a corto plazo de la capacidad de generación existente y el uso eficiente de la capacidad de transporte transfronterizo de electricidad de las bolsas regionales de la electricidad. No está claro si la configuración actual del mercado puede cumplir la segunda función, dado que las inversiones en cuestión requieren seguridad de ingresos a largo plazo para ser financiables. Por la misma razón, resulta prácticamente evidente que no cumple la tercera función. Estas deficiencias del mercado actual son la razón por la que se está debatiendo una nueva configuración del mercado.

3.3.

El mecanismo para la electricidad propuesto en el Dictamen TEN/793 debe percibirse como una solución para cumplir en mejor medida la tercera función mencionada en el punto 3.1 y promete varias ventajas; entre ellas, la más importante es que garantiza un alto grado de seguridad del suministro (para los Estados con aversión al riesgo que deseen tomar decisiones fundadas) con unos costes mínimos para el consumidor.

3.4.

En consecuencia, el mecanismo para la electricidad, cuyos detalles se describen en el epígrafe siguiente, es un instrumento de vital importancia que puede corregir las deficiencias del actual mercado de la electricidad mediante intervenciones políticas a escala nacional que se ajusten a los marcos existentes en la UE.

4. El mecanismo para la electricidad

4.1.

Para poner en perspectiva los retos a los que se enfrenta el mercado de la generación de electricidad, cabe destacar los objetivos para la UE indicados por Eurelectric (marzo de 2024) (8):

a)	en 2030, el 35 % de las necesidades eléctricas finales deberán estar electrificadas;

b)	en 2050, esa cifra debe situarse entre el 50 % y el 70 %;

c)	la generación de electricidad deberá estar totalmente descarbonizada en 2040;

d)	durante la última década, la tasa de electrificación se situó en torno al 22 %;

e)	la cifra indicada en la letra anterior debe incrementarse al 35 % en 2030 y al 61 % en 2050 para cumplir los objetivos mencionados.

4.2.

Estos objetivos son extremadamente exigentes, por lo que es justo afirmar que un mercado libre no aporta suficientes incentivos para lograrlos ni para generar los cambios necesarios en el mercado. Por ello, el CESE considera que solo los gobiernos pueden gestionar eficazmente estos retos.

4.3.

Para efectuar dicha gestión, es necesario contar con una visión y coordinación equilibradas y respaldadas a escala europea a fin de crear un marco normativo que garantice un suministro de energía respetuoso con el medio ambiente, asequible y fiable, así como el derecho a la energía. Este proceder va de la mano con la necesidad de que el Estado proporcione orientaciones al mercado y apoyo financiero a las inversiones públicas, dada la gran magnitud de la transición, como ya se ha explicado.

4.4.

Por tales motivos, en el Dictamen TEN/793, el CESE propone la creación de mecanismos públicos para la electricidad a fin de lograr estos objetivos de forma controlada. La coordinación entre dichos mecanismos podría perfectamente organizarse a escala de la UE para garantizar un mercado europeo de la electricidad óptimo, dotado de la interdependencia necesaria en el ámbito de la Unión. El mecanismo para la electricidad podría pujar por fuentes de electricidad específicas al objeto de conseguir una combinación de energía óptima destinada a lograr a tiempo los objetivos de reducción de las emisiones de carbono fijados para el mercado de la electricidad.

4.5.

La tarificación de la electricidad debe fijarse en función de un coste normalizado de la energía a través del mecanismo para la electricidad, con el principal objetivo de garantizar un precio medio ponderado justo y estable basado en una combinación equilibrada de fuentes de electricidad, cada una de ellas con su concreto coste normalizado de la energía. El mecanismo para la electricidad se situará entre los proveedores y los distribuidores comerciales de electricidad. Por supuesto, también podrá haber grandes consumidores de electricidad que suscriban contratos a largo plazo directamente con un productor.

A fin de ofrecer a los proveedores de electricidad garantías suficientes para que suscriban contratos a largo plazo (de veinte años o más), como los contratos de compra de electricidad o los contratos bidireccionales por diferencia, el Estado debería prestar apoyo financiero directo suficiente a tales contratos. Por lo tanto, está claro que el mecanismo para la electricidad solo podría ofrecer este tipo de contratos a largo plazo con el respaldo financiero del Estado o a través de la propiedad directa del Estado.

4.6.

El mercado garantiza un equilibrio a corto plazo (diario e intradiario) entre la oferta y la demanda, mientras que el objetivo principal del mecanismo para la electricidad es garantizar la estabilidad de los precios a medio y largo plazo. El algoritmo de casación del mercado denominado Euphemia (9), ampliado con las nuevas capacidades que propicia la inteligencia artificial, encontraría un campo de aplicación ideal en el equilibrio a escala nacional y de la UE.

4.7.

Un sistema de tarificación estable a través del mecanismo para la electricidad también beneficiaría a los consumidores y les animaría a adoptar iniciativas para la generación y el consumo cooperativo y compartido de energía local, que en nuestra opinión será una de las soluciones necesarias en el futuro.

4.8.

Si bien los Estados miembros deciden por sí mismos si crean o no un mecanismo para la electricidad, el CESE anima a alcanzar una coordinación a escala de la UE sobre el modo de lograr unos precios de la energía lo más bajos y estables posible. La capacidad necesaria, la infraestructura de red y la combinación energética complementaria también podrán ser objeto de coordinación entre los Estados miembros.

5. De aquí a 2050

5.1.

Se propone que el cambio necesario en el mercado de la electricidad se divida en tres fases:

1)	de aquí a 2030 (mientras sigan funcionando las centrales eléctricas de carbón y gas fósil);

2)	de 2030 a 2040, cuando debamos sustituir las centrales eléctricas de combustibles fósiles gestionables por otras que no emitan CO2 [por ejemplo, de hidrógeno verde o de gas fósil con captura y almacenamiento de carbono (CAC)] y sistemas de capacidad de almacenamiento;

3)	de 2040 a 2050, cuando podamos afinar las opciones elegidas para hacer posible un sistema estable a partir de 2050.

Durante la primera fase, el mecanismo para la electricidad ampliará su cartera con una combinación deseada de generación de electricidad (sin emisiones de CO2). Se necesita tiempo para alcanzar una posición de creador de mercado. Durante este período (hasta 2030), se cerrarán las centrales de carbón y las de gas se reconvertirán en centrales de hidrógeno verde o se combinarán con CAC, y el comercio de la electricidad será objeto de negociación diaria, pero la influencia del mecanismo para la electricidad en el mercado será cada vez mayor.

5.2.

Durante la segunda fase, el mecanismo para la electricidad alcanzará su posición de creador de mercado y controlará una parte adecuada de la oferta del mercado mediante contratos de suministro, que podrían adoptar la forma de contratos bidireccionales por diferencia o de contratos de compra de electricidad. Hacia el final de esta fase, el mecanismo para la electricidad, en su rol de creador de mercado, garantizará el suministro de electricidad a los consumidores (a través de las empresas distribuidoras de energía). La importancia de la negociación diaria se irá ajustando durante este período debido a la posición de creador de mercado que ocupará el mecanismo para la electricidad, pero tanto la negociación diaria como la intradiaria seguirán siendo importantes para equilibrar la oferta y el consumo.

5.3.

Durante la tercera fase, el mecanismo para la electricidad optimizará la oferta de energía para garantizar, a partir de 2050, un suministro sostenible a largo plazo de electricidad sin emisiones de CO2 a un nivel de precios estable y predecible. Por la experiencia adquirida, esto puede lograrse optimizando la combinación energética mediante contratos de suministro a largo plazo (de veinte a treinta años).

5.4.

Además de lo anterior, y desde un punto de vista sistémico, otras opciones importantes para equilibrar la oferta y la demanda son el uso compartido de la energía y el comercio entre pares, las cuales presentan la ventaja añadida de animar a las comunidades energéticas, como las cooperativas y los prosumidores individuales, a desempeñar un papel activo en la transición energética. Por consiguiente, el CESE vuelve sobre el mensaje que ha reiterado con frecuencia acerca de la necesidad de fomentar la generación de electricidad a pequeña escala para procurar que su precio siga siendo asequible para los consumidores y aumentar las opciones de flexibilidad de las redes.

6. Financiación e imposición

6.1.

Se prevé una subida del precio de la electricidad hasta 2035 y, en el peor de los casos, una duplicación. Afortunadamente, este incremento de los precios se está viendo frenado por el aumento en el uso de las fuentes de energía renovables (véase la nota a pie de página 2). Por esta razón, es necesario desarrollar más modelos de tarificación para ayudar a los gobiernos a tomar decisiones rentables para la combinación de la generación de electricidad. El mecanismo para la electricidad podría prestar estos servicios perfectamente.

6.2.

Incluso ahora, algunos GRT (10) señalan que no estarán en condiciones de garantizar un tiempo de funcionamiento suficiente de la red después de 2030, a menos que se realicen entretanto grandes inversiones para mejorar la red, y que en algunos Estados miembros los prosumidores están desacoplados de la red de distribución debido a la insuficiente capacidad de esta. Para financiar esas mejoras a tiempo, es necesario que los gobiernos, como reguladores de los GRT y GRD (11), pongan a disposición fondos suficientes. Estas inversiones adicionales supondrán un aumento de las tarifas para los usuarios. Dada la magnitud de las inversiones necesarias, las tarifas actuales podrían muy fácilmente duplicarse.

6.3.

Se considera que, a fin de garantizar una transición fluida de la electricidad generada a partir de combustibles fósiles a la producida a partir de energías renovables y con bajas emisiones de carbono, es necesario redoblar esfuerzos en toda la UE para establecer modelos de tarificación coherentes a escala de la Unión que se basen en el coste normalizado de la energía y el coste normalizado de la electricidad en todo el sistema (12). Este planteamiento ayudaría a los gobiernos a tomar decisiones razonables durante el período de transición de aquí a 2050 para garantizar que la electricidad siga siendo asequible tanto para los ciudadanos como para las empresas.

6.4.

Así pues, con el aumento de los precios de la energía y las tarifas de transporte y distribución, el coste de la electricidad de aquí a 2030 y en adelante obligará a los gobiernos a revisar su política de imposición del suministro de electricidad a los consumidores. Sin una compensación mediante la reducción de impuestos, la electricidad bien podría resultar inasequible para determinados grupos de ciudadanos de la UE y reducir la competitividad de las empresas que tienen competidores de fuera de la Unión.

Bruselas, 22 de enero de 2025.

El Presidente

del Comité Económico y Social Europeo

Oliver RÖPKE

(1) El coste normalizado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés) es una medida del coste neto medio actual de la generación de electricidad para una central generadora a lo largo de su vida útil. Se emplea para planificar inversiones y comparar distintos métodos de generación de electricidad de forma coherente.

(2) EU Energy Outlook 2060 .

(3) Orden de mérito: el orden de las centrales eléctricas basado en el nivel de sus costes marginales, empezando por los costes marginales más bajos y terminando con los más elevados. Así pues, se van añadiendo centrales eléctricas con costes marginales progresivamente más elevados hasta que se satisfaga la demanda. El orden es: energía renovable, energía nuclear, carbón, petróleo y gas. En la configuración actual del mercado de la electricidad, la última de las centrales eléctricas en el orden de mérito (en la mayoría de los casos una central de gas) es la que fija el precio en función de sus costes marginales.

(4) https://research.rug.nl/en/publications/the-right-to-energy-in-the-european-union.

(5) DO C 293 de 18.8.2023, p. 112.

(6) https://www.bruegel.org/policy-brief/changing-dynamics-european-electricity-markets-and-supply-demand-mismatch-risk.

(7) Un contrato bidireccional por diferencia es un contrato celebrado entre un productor de electricidad y una entidad pública, que fija un precio de ejercicio. En cuanto a su funcionamiento, si el precio de mercado es inferior al precio de ejercicio, el productor recibe la diferencia; en caso contrario, la devuelve. Los contratos de compra de electricidad (CCE) son contratos a largo plazo entre un proveedor y un comprador de electricidad.

(8) https://www.eurelectric.org/publications/eurelectric-electrification-action-plan.

(9) Euphemia es el acrónimo en inglés de EU + Pan-european Hybrid Electricity Market Integration Algorithm, que podría traducirse como «algoritmo de integración del mercado híbrido de la electricidad de la UE y paneuropeo».

(10) Un gestor de red de transporte (GRT) es una organización responsable del transporte eficiente y fiable de electricidad desde las centrales de generación a través de la red eléctrica hasta los operadores regionales o locales de distribución de electricidad.

(11) Un gestor de red de distribución (GRD) opera, gestiona y, en algunos casos, es el propietario de las redes locales y regionales de distribución de energía, que llevan la electricidad hasta los usuarios finales.

(12) El coste normalizado de la electricidad en todo el sistema (LFSCOE, por sus siglas en inglés) es un parámetro de evaluación de todos los costes que compara los costes de abastecer todo el mercado con una sola fuente, además de almacenamiento (https://drive.google.com/file/d/1JB-x88wPQuKwWoFnxvkDAzbJ7hnM1-sj/view).