Dado el carácter de servicio esencial del suministro eléctrico, una de las principales preocupaciones de las autoridades reguladoras, tanto nacionales como europeas, es la de garantizar que todos los consumidores tengan acceso a la energía eléctrica en igualdad de condiciones[76]. La LSE y sus respectivas modificaciones establecen que todos los consumidores tienen derecho a acceder y conectarse a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica en el territorio nacional y que las empresas de distribución tienen la obligación de atender en condiciones de igualdad las demandas de nuevos suministros eléctricos y la ampliación de los existentes (ver Mecanismos de protección de los consumidores de electricidad y de gas en España).
El suministro de electricidad, así como la prestación de otros servicios energéticos, está condicionado por la idoneidad de las infraestructuras que dan soporte a las actividades relacionadas con el mismo. Debido a la naturaleza de las infraestructuras de redes, el periodo desde que se identifica la necesidad de invertir hasta la puesta en funcionamiento de las instalaciones suele extenderse varios años. La Ley 24/2013 del Sector Eléctrico (LSE), en su Artículo 4, establece que la planificación eléctrica tendrá carácter indicativo salvo en lo que se refiere a instalaciones de transporte y que dicha planificación será realizada por el Estado con la participación de las Comunidades Autónomas, siendo sometida al Congreso de los Diputados[77].
Esta planificación tiene en cuenta la previsión de la demanda eléctrica y debe respetar el principio de libre iniciativa empresarial en el sector de generación en términos que fomente un adecuado equilibrio entre la eficiencia del sistema, la seguridad de suministro y la protección del medio ambiente.
Los planes de desarrollo de la red de transporte, que se deberán incluir en la planificación eléctrica, recogerán las líneas de transporte y subestaciones previstas, abarcarán periodos de seis años e incluirán criterios y mecanismos de flexibilidad en cuanto a su implementación temporal para adaptarse a la evolución real de la demanda de electricidad, sin perjuicio de su revisión periódica cuando los parámetros y variables que sirvieron de base para su elaboración hubieran variado.
La planificación de la red de transporte de energía eléctrica se llevará a cabo sujetándose al principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico teniendo en cuenta los límites de inversión anual que se establezcan reglamentariamente.
Hasta el momento, la Administración ha elaborado cinco documentos de planificación conjuntos para el sector de la electricidad:
- En septiembre de 2002, se publicó el primero de ellos, que abarcaba el periodo 2002-2011.
- En el año 2006 se elaboró una revisión del citado documento donde se actualizaban sus previsiones.
- En mayo de 2008 se publicó el tercero de ellos, que abarcaba el periodo 2008-2016.[1]
- El 16 de octubre de 2015, el Consejo de Ministros aprueba el Plan de desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2015-2020.
- En la actualidad está en vigor el Plan de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica 2021-2026, aprobado por el Consejo de Ministros el 22 de marzo de 2022, con los siguientes objetivos:
- El cumplimiento de los compromisos en materia de energía y clima que se concretan a nivel nacional en el PNIEC 2021-2030.
- La maximización de la penetración renovable en el sistema eléctrico, minimizando el riesgo de vertidos, y de forma compatible con la seguridad del sistema eléctrico.
- La evacuación de energías renovables en aquellas zonas en las que existan elevados recursos renovables y sea posible ambientalmente la explotación y transporte de la energía generada.
- La contribución, en lo que respecta a la red de transporte de electricidad, a garantizar la seguridad de suministro del sistema eléctrico.
- La compatibilización del desarrollo de la red de transporte de electricidad con las restricciones medioambientales.
- La supresión de las restricciones técnicas existentes en la red de transporte de electricidad.
- El cumplimiento de los principios de eficiencia económica y del principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico.
- La maximización de la utilización de la red existente, renovando, ampliando capacidad, utilizando las nuevas tecnologías y reutilizando los usos de las instalaciones existentes.
- La reducción de pérdidas para el transporte de energía eléctrica a los centros de consumo.
Según Red Eléctrica, la ejecución de la actual planificación 2021-26 se desarrolla conforme a los plazos previstos, alcanzándose en 2024 el 50% de su desarrollo. El Gobierno ya ha lanzado un nuevo ciclo de Planificación anticipado para el período 2025-2030 para incorporar las necesidades resultantes de la aceleración del proceso de transición energética.
Por otro lado, el Gobierno aprueba periódicamente, con carácter indicativo, planes relativos al aprovechamiento energético de las fuentes de energía renovables y de eficiencia energética en el sector eléctrico, al objeto de favorecer el cumplimiento de los objetivos que pudieran establecerse para España en estas materias, derivados de la pertenencia a la Unión Europea. Tras el Plan Energético Nacional 1991-2000, que ya incentiva la producción con energías renovables, estos incluyen:
- Plan de Fomento de las Energías Renovables (PFER), de 1999
- Plan de Energías Renovables 2005-2010
- Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2011-2020, tal como estipulaba la Directiva 2009/28/CE
- Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030
El proceso de liberalización del sector eléctrico. La Directiva 2003/54/CE estableció un calendario (Tabla 2‑4) de apertura y liberalización gradual del mercado minorista de electricidad, fijando como objetivo que antes del 1 de julio de 2007 todos los consumidores pudieran elegir libremente su proveedor de electricidad. En España, la liberalización del mercado minorista se inició en 1998, con la adopción de un calendario de elegibilidad progresivo que determinaba la posibilidad de elección de los consumidores para participar en el mercado eléctrico en función, en sus primeras etapas, del volumen de consumo, y luego, de la tensión de suministro. Este proceso culminó antes de lo previsto inicialmente el 1 de enero de 2003, fecha en la que se alcanzó la plena apertura del mercado. Desde entonces todos los consumidores pueden, desde esa fecha, contratar el suministro en condiciones libremente pactadas con el comercializador de su elección.
Tabla 2‑4. Calendario de elegibilidad para los consumidores de electricidad.
Fuente: CNMC y elaboración propia.
A lo largo de todo el periodo transcurrido desde la entrada en vigor de la primera LSE han coexistido dos modalidades de contratación, libre y regulada. Los denominados clientes cualificados[1] podían optar por negociar su suministro con los comercializadores en el mercado libre. Por otra parte, la participación obligatoria en el mercado de los distintos tipos de consumidor venía marcada por la desaparición de las tarifas integrales correspondientes. Hasta la desaparición de las tarifas integrales en alta tensión en julio de 2008, una gran parte de los clientes elegibles podían consumir a precios regulados fijados por la Administración. El 1 de julio de 2009 desaparecieron todas las tarifas integrales, completando el proceso de liberalización del mercado si bien para los pequeños consumidores (aquellos cuya potencia contratada no supere los 10 kW), entró en vigor una tarifa refugio denominada de último recurso (TUR), regulada por el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.
La participación de los consumidores en el mercado libre ha evolucionado de manera lenta y discontinua, en parte debido al calendario de elegibilidad y en parte debido a la existencia de tarifas integrales que desincentivaban la participación de los consumidores en el mercado. Así, entre el 1 de enero de 2003, fecha en la que se alcanzó la elegibilidad plena para todos los consumidores, y julio de 2005, la participación en el mercado liberalizado se incrementó gradualmente, pero a partir de ese momento, esta tendencia se invirtió debido al fuerte incremento de precios de la energía en el mercado eléctrico, que no se vio reflejado en las tarifas reguladas (se generó un déficit estructural de ingresos en el sector, ver El déficit tarifario: qué es, consecuencias y solución).
El descenso en los precios del mercado acaecido a partir del 2007, junto con la desaparición de las tarifas reguladas, provocó un nuevo incremento de tasa de participación en el mercado liberalizado, que desde 2013 incluye el 99% del consumo de electricidad en España, considerando todos los sectores de consumo. A 31 de marzo de 2024, el mercado eléctrico estaba compuesto por 30,3 millones de puntos de suministro: 8,5 del mercado regulado (28 %) y 21,8 millones del mercado libre (72 %).
Si nos centramos únicamente en el sector doméstico, el 29% de los consumidores se mantiene aún en el mercado regulado, adquiriendo energía a un precio marcado por el Gobierno, el PVPC. Esto se debe a que esta tarifa es muy competitiva, a pesar de su mayor volatilidad desde 2014: inicialmente, bajo la denominación TUR, su importe era revisado trimestralmente (aunque se produjeron revisiones fuera de plazo y con efectos retroactivos); desde 2014, con la entrada en vigor del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, bajo el nombre de PVPC, el cálculo del precio para cada hora del día se basaba al 100% en el precio que alcanzaba la energía en el mercado mayorista para cada una de esas horas. Además, desde el 1 de junio de 2021, esta tarifa pasó a tener tres periodos horarios de energía (Punta, Llano y Valle) y dos de potencia, cada tramo con su precio diferente correspondiente.
En 2024 (tras la aprobación del Real Decreto 446/2023, de 13 de junio, por el que se modifica el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, para la indexación de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica a señales a plazo y reducción de su volatilidad) entró en vigor una modificación para hacer que el PVPC tenga en cuenta también el precio que se ha negociado para las compras de electricidad a más largo plazo, en concreto, en productos con entrega mensual, trimestral y anual. Cuando la nueva tarifa esté completamente implantada en 2026, el peso del mercado diario será solo del 45% y el 55% restante dependerá de los otros tres mercados a plazos.
Figura 2‑3. Evolución de la proporción de consumidores domésticos en mercado libre vs en mercado regulado.
Fuente: CNMC y elaboración propia.
El mercado ibérico de la electricidad (MIBEL). La colaboración entre España y Portugal para la creación de un Mercado Ibérico de la Electricidad se inició en 2001, tras la entrada en vigor de la primera Directiva comunitaria (Directiva 96/92/CE[81]). En noviembre de ese año se firmó un Protocolo de Colaboración entre los gobiernos de España y Portugal en el que se estableció un calendario para la integración gradual de los respectivos sistemas eléctricos en un mercado único ibérico, así como los principios rectores del MIBEL. Desde entonces se ha ido avanzando progresivamente en la creación del MIBEL con los sucesivos convenios y acuerdos alcanzados entre los dos gobiernos en los últimos años.[82]
El MIBEL es, por definición, un conjunto de mercados, organizados o no, donde se realizan transacciones de energía eléctrica y se negocian instrumentos financieros. Su elemento más importante lo constituye el acoplamiento de ambos nodos (el español y el portugués) en un único mercado mayorista diario en el que se produce la casación de todas las ofertas de venta y adquisición de energía y en el que sólo se reflejan precios diferentes en aquellas horas en las que las redes de interconexión se saturan. Con la aparición del MIBEL se contribuye a crear un mercado regional cumpliendo con lo establecido en la Directiva 2003/54/CE[1] del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el Mercado Interior de la Electricidad, para favorecer los intercambios y la competencia entre las empresas de este sector.
La creación del MIBEL[2] implica que cualquier consumidor dentro de la Península Ibérica tiene la posibilidad de adquirir energía eléctrica, en un entorno de libre competencia, a cualquier productor o comercializador que actúe en Portugal o España. El principal objetivo del MIBEL es beneficiar a los consumidores de electricidad de los dos países mediante la integración de los respectivos sistemas eléctricos, desarrollando un mercado único competitivo que genere un precio de referencia único para toda la Península Ibérica y permita a todos los participantes acceder libremente al mercado, en condiciones de igualdad de derechos y obligaciones, incentivando la eficiencia económica de las empresas que operan en el mercado.
Posteriormente, ya en 2016, tuvo lugar el acoplamiento del mercado mayorista ibérico con otros mercados regionales del continente; lo que supuso el germen del actual mercado mayorista único europeo.
En 2023, en la Unión Europea se comenzó a trabajar en una mayor integración de los mercados de electricidad europeos para poder hacer frente de forma más efectiva a crisis de precios o suministro. Así, en enero de 2023 la Comisión Europea sacó a consulta un documento sobre propuesta de reforma del mercado, que, tras ser aprobado en abril de 2024 por el Parlamento, se ha plasmado en la publicación en el Boletín Oficial el 26 de junio de 2024 de dos actos legislativos: la Directiva (UE) 2024/1711 y el Reglamento (UE) 2024/1747.
[1] La Directiva 2003/54/CE confiere al suministro eléctrico la categoría de servicio universal para los consumidores domésticos (y para las pequeñas empresas cuando los Estados miembro lo consideren adecuado), lo que implica que dichos consumidores tienen el derecho (la opción) de optar al suministro eléctrico en condiciones fijadas por el regulador. Para garantizar la prestación de este servicio universal, la Directiva establece que los Estados miembro podrán designar un suministrador de último recurso.
[2] El Real Decreto 1955/2000 concretó que dicha planificación será realizada por el Gobierno a propuesta del Ministerio de Economía con la participación de las Comunidades Autónomas.
[3] Ver: Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016.
[4] La primera LSE definía a los consumidores cualificados como aquellos que tienen capacidad para elegir suministrador de electricidad.
[6] Ver Directiva 96/92/CE.
[7] En octubre de 2004 se firmó el Acuerdo de Santiago de Compostela entre Portugal y España, que ponía en marcha un plan de acción para avanzar en la creación del MIBEL. En enero de 2008 se firmó en Braga el Convenio que revisa el Convenio firmado anteriormente en Santiago de Compostela en 2004.
[8] Ver Directiva 2003/54/CE.
[9] El MIBEL está formado por un conjunto de mercados organizados de energía y capacidad y mercados no organizados (contratación bilateral “over the counter”) en los que se realizan transacciones de contratos de compra y venta de energía eléctrica y otros servicios (p. ej., servicios de ajuste). El mercado ibérico de energía eléctrica de contado (mercado diario), en operación desde julio de 2007, es gestionado por el Operador del Mercado Ibérico- Polo Español (OMIE), mientras que el mercado organizado a plazo es gestionado por el Operador del Mercado Ibérico- Polo Portugués (OMIP). Para más información sobre el funcionamiento del MIBEL consultar el documento ”Descripción del funcionamiento del MIBEL”, Consejo de Reguladores del MIBEL, noviembre de 2009.
