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Notas Jurídicas LRCF Abogados

enero, 2025

VIENTOS DE CAMBIO Y ACTUALIZACIÓN en el sector eléctrico

Análisis de Proyecto de Real Decreto por el que se aprueba el Reglamento General de Suministro y Contratación y se establecen las condiciones para la comercialización, agregación y la protección del consumidor de energía eléctrica; y novedades en el régimen de retribución a la inversión en redes

La nueva normativa del sector eléctrico busca actualizar el marco regulatorio para adaptarse a los desafíos actuales del mercado energético, tanto en el plano nacional[1],  europeo[2] e internacional[3], así como actualizar el resto de la normativa que ha quedado obsoleta. Esta actualización es crucial, ya que la mayoría de las regulaciones existentes preceden a la liberalización del mercado para todos los consumidores. El objetivo es consolidar la normativa dispersa en un único cuerpo reglamentario y responder a la aparición de nuevos modelos de negocio derivados de la normativa de la Unión Europea, con especial énfasis en la gestión de la demanda y el papel de los agregadores independientes.

En esta Nota se pretenden dar las pinceladas más relevantes del nuevo marco normativo que, previsiblemente, se desarrollará a lo largo de este año 2025.

I.- Novedades para consumidores.

El Reglamento tiene como finalidad completar el régimen jurídico de las actividades minoristas del sector eléctrico, garantizando el suministro a todos los consumidores finales. Se aplica a consumidores, gestores de redes de transporte y distribución, comercializadores, consumidores directos en el mercado, agregadores y titulares de instalaciones de almacenamiento.

Tienen especial relevancia, a efectos prácticos, la recopilación de definiciones establecidas en el artículo 2, que pretenden cristalizar conceptos nacidos en los últimos años dentro del negocio de la producción eléctrica. Estos son:

– Agregación: actividad realizada por personas físicas o jurídicas que combinan múltiples consumos o electricidad generada de consumidores, productores o instalaciones de almacenamiento para su venta o compra en el mercado de producción de energía eléctrica.

– Contrato con precios dinámicos: contrato de suministro de electricidad que refleja la variación del precio en los mercados al contado, incluidos los mercados diarios e intradiarios, a intervalos al menos iguales al período de liquidación del mercado.

Sin duda, la cristalización de estos conceptos, que rondaban lo dispuesto en la Ley del Sector Eléctrico, puede suponer un aumento de la seguridad jurídica para todos aquellos consumidores que quieran aumentar la rentabilidad de sus instalaciones fotovoltaicas y, por supuesto, de las Comunidades de Energía Renovables y Comunidades Ciudadanas de Energía.

Los usuarios también disfrutarán de una serie de novedades para los consumidores. Especialmente, por la habilitación de determinadas actividades y el reconocimiento de otras que no estaban expresamente prohibidas. Nos referimos a:

1. Contratos Múltiples: Se permite tener más de un contrato de suministro simultáneamente, siempre que los consumidores dispongan de un registro de consumo horario.
2. Agregación: Posibilidad de agregarse con su comercializador o un agregador independiente e, incluso, contratar parte de la energía con un comercializador y acudir a otra forma de contratación de energía sin coste adicional (solo en el caso de que se acuda a comercializador y al consumo directo del mercado será necesario optar por una opción para cada período de liquidación de la energía).
3. Gestión Activa de la Demanda: Los consumidores pueden gestionar activamente su demanda y revender energía para recarga de vehículos eléctricos o de baterías.
4. Contratos Dinámicos: Posibilidad de formalizar contratos con precios dinámicos con comercializadoras con más de 200.000 clientes, siempre que dispongan de contador inteligente.
5. Autoconsumo y Comunidades Energéticas: Se vuelve a reconocer expresamente la posibilidad de acogerse a las modalidades de autoconsumo, participar en las Comunidades de Energía Renovables y Comunidades Ciudadanas de Energía.
6. Plazos de Traspaso: Reducción del plazo máximo para el traspaso de contratos a dos semanas, con previsión de 24 horas a partir de 2026.
7. Reclamaciones: Los consumidores pueden dirigir reclamaciones a las Juntas Arbitrales de Consumo.
8. Consumidores directos: Los consumidores directos, en lugar de comunicación, tendrán que presentar Declaración Responsable ad hoc ante el Ministerio, manteniendo la obligación de pago de peajes de acceso a la red y a los cargos del sistema, así como las obligaciones de interposición de garantía, la obligación de cumplimiento de los Procedimientos de Operación y la obligación de adquirir la energía necesaria para el desarrollo de sus actividades, de manera que la compra de energía en barras de central mensual sea igual o superior al 90% de consumo de energía estimado en punto de frontera.
9. Consumidores conectados a la red de transporte: El Proyecto toma un volantazo sobre la actual regulación del contrato ATR de los consumidores conectados directamente a la red de transporte donde estos contratos (que actualmente se celebraban con la empresa distribuidora de la zona) se subrogarán automáticamente con el gestor de la red de transporte.

Se trata de una modificación muy sustancial que podría contravenir el reparto de competencias establecido en la Ley del Sector Eléctrico donde, a priori, dicha competencia le corresponde al distribuidor según el artículo 44.1.c).ii.

10. Periodo de facturación: Como última novedad, tanto en PVPC como en mercado libre (tanto superiores como inferiores a 15kw), los peajes de acceso se deben facturar con carácter mensual y atendiendo a la facturación real y solo en mercado libre se permite la facturación mensual fija con compensación anual.

II.- Novedades para Agregadores

Se les reconoce el derecho a “actuar como participante en los mercados de electricidad, sin necesidad de consentimiento por parte del resto de participantes y sin que exista trato discriminatorio”, “disponer de un acceso a los datos del consumidor final fácil, equitativo y no discriminatorio”, “exigir que el equipo de medida reúna las condiciones técnicas y de seguridad”, así como “contratar libremente con el consumidor sin que medie el consentimiento de la empresa comercializadora”.

También se les impone la obligación de presentar Declaración Responsable ante el Ministerio y se les establece que los contratos que firmen tendrán una duración, con carácter general, de un año con prórroga tácita por los mismos plazos, aunque se podrán acordar duraciones superiores. El contrato y sus prórrogas podrán ser rescindidos en cualquier momento por los consumidores.

A pesar de lo expuesto, parece que el articulado del Proyecto no termina de desarrollar con firmeza la figura del agregador prevista en la Ley del Sector Eléctrico de forma que se introduzca con competencia y eficiencia, sino que sería necesaria una habilitación legal donde se contemple, entre otros: el régimen sancionador, la posibilidad de inhabilitación como consecuencia del incumplimiento de los requisitos establecidos, responsabilidad en el caso de incumplimiento de en materia de formatos de los ficheros de intercambio de información…

Todo ello ya lo comentó la CNMC en sus consideraciones previas al Proyecto[4] junto con otra serie de consideraciones sobre la figura de los agregadores como es que “se echa en falta un listado de requisitos técnicos que deban cumplir estos agentes y que aseguren que cuentan con capacidades tecnológicas suficientes para gestionar grandes volúmenes de datos, garantizar la interoperabilidad de sus sistemas con los operadores de red y los comercializadores, y disponer de personal técnico cualificado”

III.- Novedades en la retribución de las redes de distribución para las inversiones en su red.

La previsión inicial de la CNMC fue de 5.255 millones, pero tanto el sector privado como el propio Gobierno solicitaron el aumento de la Tasa de Retribución Financiera para fomentar la inversión de activos eficientes y rentables.

Según el propio MITECO: “las inversiones en infraestructuras se producen en un contexto de aceleración de la transición energética a nivel global, en particular en Europa, con una alta competencia para el acceso a los mercados de capitales.”.

Las retribuciones para el año 2021 se han previsto por la CNCM[5] sobre los mismos criterios que para el ejercicio 2020 donde, en el mejor de los casos (aún pendiente publicación), ascendería a 5.830 millones de euros.

A pesar de ello, según se publica en los medios, la Tasa de Retribución Financiera (TRF) de las redes para el periodo regulatorio de 2026-2031 se encontraría por debajo del 6’5%, pero se mantienen las negociaciones.

IV.- Futuro de la Inversión en Redes

Para analizar el futuro de las Inversiones en Redes se debe tener plenamente en cuenta la hoja de ruta planteada por la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) y el Consejo de Reguladores de Energía de la Unión Europea de Marzo de 2024 donde se explica la importancia del desarrollo anticipado de redes de cara a la integración en el sistema de las nuevas energías renovables como el hidrógeno.

Así, esta hoja de ruta establece una serie de recomendaciones pormenorizadas, sugiriendo a España:

• Completar los propios objetivos que ha presentado España en el Plan, Programa o lo que sea …NIEC. El PNIEC cuantifica las inversiones sobre los 53.000 millones de euros.
• Evacuación/exportación de la energía renovable de las zonas donde la explotación sea viable y sostenible. Es algo que podría entrar en conflicto con las intenciones de varias CC.AA. como Galicia donde se pretende que los parques eólicos suministren el 50% de su producción a empresas del territorio[6].
• La eliminación de restricciones técnicas.
• Introducir los principios de economía financiera y de sostenibilidad financiera del sistema eléctrico.
• Maximización del uso de la red existente, renovando y expandiendo la capacidad, utilizando nuevas tecnologías y reutilizar las instalaciones ya existentes para nuevos fines.

V.- Propuesta del PNV y Límite a la Inversión.

El PNV ha solicitado una serie de reformas legislativas entre la que se encuentra la modificación del Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica para incorporar en las subestaciones de transporte posiciones adicionales a las incluidas expresamente en la planificación, de forma que se otorgue mayores permisos de acceso a la distribución o a los consumidores, cuyos gastos serían sufragados transitoriamente por los sujetos interesados y resarcidos en el siguiente periodo regulatorio.

Dentro de la propuesta también se incluye una modificación para eliminar o adecuar los límites máximos a la inversión a las necesidades que hemos expuesto.

Esta propuesta no es ninguna novedad, sino que ya está abierta una consulta pública por parte del MITECO para modificar lo dispuesto en el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.

Como bien sabemos, en este reglamento se establece que el volumen anual de inversión de la red de distribución de energía eléctrica de un determinado año n con derecho a retribución a cargo del sistema el año n+2 no podrá superar el 0’13 por ciento del PIB en España previsto por el Gobierno para cada dicho año n.

Esta regla ya ha sido soslayada en los años 2020 y 2022 por la disposición adicional segunda del Real Decreto-ley 23/2020, por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbito de reactivación económica donde se aumentó el volumen retribuido hasta el 0’14 por ciento y también por el Real Decreto 1125/2021, por el que se regula la concesión de subvenciones directas a las empresas distribuidoras de energía eléctrica para la realización de inversiones de digitalización de redes de distribución de energía eléctrica y en recarga de vehículo eléctrico, donde se otorgaron más de 525 millones de euros entre 2021 y 2023.

Y, por otro lado, la legislación sigue “invitando” a las empresas a la inversión en redes que permitan la evacuación de energía procedente de instalaciones de generación de electricidad que utilicen fuentes de energía primaria renovables y de instalaciones de autoconsumo, obligándoles a invertir un mínimo del 20% del volumen de retribución a cargo del sistema que reciben[7].

VI.- Conclusión

La nueva normativa del sector eléctrico representa un esfuerzo por modernizar el marco regulatorio, trata de adaptarse a las necesidades actuales del mercado y promueve la inversión en infraestructuras eficientes y sostenibles. Su implantación puede aumentar la seguridad y competitividad del suministro eléctrico y puede dotar a los consumidores y los nuevos agregadores de una seguridad jurídica capaz de respaldar sus inversiones a medio y largo plazo.

Sin embargo, todo dependerá de la última palabra del Gobierno y sus socios, así como del trámite de Audiencia Pública ya culminado.

Enero de 2025

Jesús Palacios.

Abogado. Máster en Derecho de los Sectores Económicos Regulados por la Universidad Complutense de Madrid (UCM).

Foto de Patrick Tomasso en Unsplash

[1] Marco Estratégico de Energía y Clima, que incluye la Ley 7/2021, de 20 de enero, de Cambio Climático

y Transición Energética, la Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo, el Plan Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021 – 2030, la Estrategia Contra la Pobreza Energética y la Estrategia de Transición Justa, así como el Plan de Recuperación Transformación y Resiliencia

[2] Directiva 2023/1791, relativa a la eficiencia energética y por la que se modifica el Reglamento 2023/955 y el propio Reglamento 2023/955 por el que se establece un Fondo Social para el Clima.

[3] Acuerdo de París de 12 de diciembre de 2015

[4] Consulta en: https://www.cnmc.es/sites/default/files/5610865.pdf

[5] Según fuentes, a noviembre 2024.

[6] Consulta en: https://www.energias-renovables.com/eolica/los-parques-eolicos-de-galicia-deberan-suministrar-20241107

[7] Disposición adicional cuarta del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo.