Integración del mercado interior de la electricidad Una arquitectura jurídica compleja, retrasos, insuficiencias en la gobernanza y vigilancia del mercado incompleta dificultan la consecución plena del ambicioso objetivo

Resumen

I Los esfuerzos conducentes a un mercado interior de la energía plenamente integrado siempre han sido una cuestión importante, pero la crisis energética y del coste de la vida a las que se enfrentan actualmente los ciudadanos de la UE la hacen aún más acuciante. El buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad contribuye a:

• obtener los mejores precios de la electricidad;
• garantizar la seguridad del suministro energético;
• lograr la transición verde.

II La integración total de un mercado interior de la energía comenzó en 1996, cuando los monopolios energéticos nacionales se abrieron gradualmente a una mayor competencia, tal y como se preveía en el primer (1996) y el segundo (2003) paquete energético. El tercer paquete energético llegó en 2009. Uno de los objetivos principales era acelerar la integración de los mercados de la electricidad armonizando las prácticas comerciales en los mercados mayoristas organizados y fomentando así la competencia transfronteriza. El paquete se completó con un conjunto de reglamentos de ejecución de la Comisión (códigos y directrices de red), necesarios para especificar las normas armonizadas del mercado, el funcionamiento de la red y las reglas de conexión a esta. Un complemento importante al tercer paquete energético fue el Reglamento sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (RITME), por el que se creó un marco de supervisión de los mercados mayoristas de la energía, con el fin de detectar y disuadir la manipulación de mercado.

III Esta auditoría tiene por objeto evaluar si la actuación a escala de la UE contribuyó a la aplicación eficaz, eficiente y coherente del Reglamento del mercado de la electricidad, favoreciendo así el buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad. La Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) desempeña un papel fundamental para garantizar el buen funcionamiento del mercado de la electricidad de la UE mediante la coordinación de las autoridades nacionales competentes a escala de la UE. Esta agencia carece de mecanismos para garantizar el cumplimiento conforme al marco jurídico y, sin el apoyo adecuado de la Comisión en sus esfuerzos de convergencia, cabe la posibilidad de que no alcance los objetivos previstos.

IV En esta auditoría evaluamos si, a partir de 2015, el planteamiento normativo de la Comisión (empleo de directrices) y la supervisión ejercida por la ACER contribuyeron a mejorar la integración y el funcionamiento del mercado interior de la electricidad en la UE. La auditoría se centró en el uso por parte de la Comisión de los códigos de red y las directrices para garantizar la integración del mercado de la electricidad, así como en la supervisión que ejercen la Comisión y la ACER de la aplicación de los códigos de red y las directrices para los mercados de la electricidad. La auditoría se centró también en la vigilancia de la ACER del abuso de mercado y la transparencia.

V En general, constatamos que la consecución del mercado interior de la electricidad se ha visto obstaculizado por la elección de los instrumentos reguladores por parte de la Comisión, lo que ha conducido a la compleja arquitectura jurídica de normas comerciales transfronterizas y a retrasos en la ejecución. Las insuficiencias en el marco de gobernanza de la UE también dificultaron la consecución del mercado interior de la electricidad. Además, el planteamiento de supervisión de la Comisión y la ACER no impulsó una mejora suficiente del funcionamiento del mercado de la electricidad de la UE. Asimismo, la vigilancia del mercado para detectar y disuadir el abuso y la manipulación de este fue incompleta.

VI A pesar de algunos logros significativos conseguidos en los diez últimos años, los avances en la integración de los mercados de la electricidad han sido lentos. El plazo inicial de 2014 se fijó en 2009, pero comprobamos que al final de 2021, es decir, siete años después, ninguna de las directrices se había aplicado plenamente, su nivel de ejecución era dispar en distintos mercados y países, y se acumularon varios retrasos. También se esperaba que las directrices impulsaran las capacidades de transporte transfronterizo disponibles, fomentando así la eficacia del acoplamiento de los mercados. A pesar de los crecientes esfuerzos de coordinación de la ACER entre los gestores de red, no se han producido avances sustanciales.

VII El objetivo de completar el mercado interior de la electricidad se frenó por una evaluación de impacto insuficiente, la elección de los instrumentos normativos y las insuficiencias en el marco de gobernanza de la UE. Aunque los códigos de red y las directrices de la Comisión eran necesarios para concretar las normas, no las aclararon adecuadamente y condujeron a una armonización compleja y tardía de las normas comerciales transfronterizas. Por ello, la ACER desempeñó un papel singular y fundamental en la búsqueda de acuerdos vinculantes entre las autoridades nacionales competentes y los gestores de red y del mercado sobre los detalles técnicos (términos, condiciones y metodologías necesarios para aplicar las directrices). Por lo general, la ACER tomó decisiones oportunas para resolver las discrepancias sobre el contenido de estos detalles técnicos.

VIII La Comisión confía en gran medida en la ACER para supervisar la aplicación coherente de los códigos de red y las directrices. Sin embargo, la supervisión de esta agencia sobre su aplicación coherente en todos los Estados miembros y sus informes resultaron insuficientes. Esto se debió, en particular, a una falta de información y datos, la falta de seguimiento, la ausencia de una estrategia de supervisión, la limitación de los recursos y una escasa coordinación con la Comisión en materia de supervisión. El planteamiento normativo de la Comisión aumentó considerable e innecesariamente la carga administrativa, las necesidades de recursos y los costes para la ACER, las autoridades nacionales competentes y los gestores de red y del mercado.

IX La supervisión del mercado, destinada a detectar y disuadir el abuso y la manipulación de este, también resultó incompleta. La supervisión de la ACER empezó a ser plenamente operativa a finales de 2017, pero la recogida de datos no fue exhaustiva y la evaluación de los datos recogidos abarcó un número limitado de tipos de conductas abusivas. Además, la ACER asignó recursos insuficientes al análisis de los datos recogidos, lo que también dificultó su evaluación. Además, no pudo apoyar las investigaciones sobre el creciente número de posibles casos de abuso de mercado transfronterizo. Por último, disponía de limitados instrumentos para garantizar la correcta aplicación a nivel nacional de las normas de supervisión del mercado. En última instancia, por todo lo anterior, la labor de vigilancia realizada por esta agencia no ha dado lugar a muchas sanciones.

X La ACER también carecía de una estructura de gobernanza adecuada y de las competencias necesarias para coordinar eficazmente las acciones de las autoridades nacionales en la realización de proyectos ambiciosos de integración. Asimismo, el instrumento clave de transparencia y rendición de cuentas de la ACER (su sitio web) no funciona de forma eficaz.

XI Recomendamos a la Comisión que:

• optimice el marco normativo;
• refuerce el marco de supervisión de las directrices de red;
• mejore la gobernanza de la ACER;
• evalúe la necesidad de un marco para la aplicación coherente de las sanciones.

XII Recomendamos a la ACER que:

• revise los recursos asignados a la supervisión de las directrices;
• mejore la vigilancia sobre la integridad del mercado mayorista de electricidad;
• mejore la transparencia y la rendición de cuentas de su trabajo.

XIII Las próximas medidas de la UE para reformar los mercados de la electricidad constituyen una oportunidad para que la Comisión, el Parlamento Europeo y el Consejo aborden las insuficiencias detectadas en esta auditoría.

Introducción

Descripción del ámbito de la auditoría

Marco de referencia político

01 En febrero de 2015, la Comisión Europea publicó el Paquete sobre la Unión de la Energía, que incluye «Una Estrategia Marco para una Unión de la Energía resiliente con una política climática prospectiva» y una «Hoja de ruta para la Unión de la Energía». El objetivo de una Unión de la Energía resiliente, con la política climática en su núcleo, es proporcionar a los consumidores de la UE, es decir, a los hogares y las empresas, una energía segura, sostenible, competitiva y asequible.

02 En la segunda dimensión, la garantía del funcionamiento de un mercado interior de la electricidad plenamente integrado tiene como objetivo permitir el libre flujo de energía a través de la UE, proporcionando una infraestructura adecuada y la ausencia de barreras técnicas o reglamentarias. El comercio transfronterizo de electricidad debe permitir que la energía producida más barata se envíe a las empresas y los ciudadanos, independientemente de su ubicación en la UE. En la actualidad, la UE cuenta con normas energéticas establecidas a escala europea, pero la realidad es que en la práctica cuenta con veintisiete marcos reglamentarios nacionales. Según la estrategia energética de la UE de 2015¹, se necesita un mercado energético integrado para crear más competencia y lograr una mayor eficiencia del mercado.

03 Existen desafíos en el futuro. La consecución de los objetivos climáticos de la UE exigirá que se satisfagan más necesidades energéticas de la UE con fuentes renovables. Su producción difusa de electricidad (a través de diversas comunidades energéticas y pequeños productores), la naturaleza intermitente de las renovables y la ausencia actual de soluciones de almacenamiento económicamente viables crean nuevos retos para la gestión de las redes eléctricas y el equilibrio entre la oferta y la demanda.

04 La consecución del mercado interior de la electricidad debería aportar varios beneficios.

• Debería ofrecer los mejores precios globales de la electricidad a los consumidores europeos, ya que pueden utilizarse los recursos más baratos de toda la UE para satisfacer las necesidades de electricidad.
• Debería aumentar la seguridad del abastecimiento energético de la UE, ya que los Estados miembros podrán compartir recursos en caso de que se produzcan perturbaciones imprevistas.
• Debería contribuir, en términos de coste/eficacia, a la consecución de los objetivos de la transición verde de la UE, mediante la mejora de la flexibilidad del suministro de energía y la garantía de que los agentes del mercado puedan ajustar sus posiciones en función de las previsiones actualizadas en materia de producción de energía eléctrica.

05 A pesar de los esfuerzos de la UE por integrar los mercados nacionales, los precios minoristas de la electricidad presentan todavía una gran disparidad entre los países. Los Estados miembros siguen influyendo con fuerza en los precios, a través de los impuestos nacionales y las tarifas de red reguladas², en lugar de regirse por la competencia. Véase la ilustración 2.

06 Además, en el segundo semestre de 2021 y en el primer semestre de 2022, los precios de la electricidad en los mercados mayoristas alcanzaron picos sin precedentes en toda Europa (a la finalización de esta auditoría). Estos picos fueron causados por los altos precios de los combustibles fósiles, exacerbados tanto por la guerra en Ucrania como por diversos factores secundarios, como los derechos de emisión de CO₂ (véase la ilustración 3). Los Estados miembros que contaban con conexiones deficientes a la red eléctrica de la UE y aquellos que dependían en gran medida del gas para la generación de energía estaban particularmente expuestos.

Mercados mayoristas de electricidad

07 En los mercados mayoristas, los productores venden electricidad a los grandes consumidores industriales y a los proveedores de electricidad. Posteriormente, los proveedores de electricidad la venden al consumidor final en los mercados minoristas. En función del día de entrega física de las operaciones, los mercados mayoristas de electricidad se organizan en torno a cuatro segmentos (horizontes temporales): mercado a plazo, diario, intradiario y de balance, como se detalla en el anexo I.

08 En algunos Estados miembros, la electricidad se negocia principalmente en mercados organizados. En estos mercados, la mayor parte de la electricidad se negocia a través de productos estándar en el horizonte temporal diario. Sin embargo, en la UE, la mayor parte de la energía se negocia fuera de los mercados organizados, lo que se conoce como mercados extrabursátiles (OTC).

Marco reglamentario de la UE

09 La responsabilidad en materia de política energética de la UE se comparte entre la UE y sus Estados miembros³. Existen diversos instrumentos políticos de la UE destinados a integrar los mercados de electricidad de la UE. Entre ellos se encuentran elementos de la política de competencia, instrumentos para regular a los agentes y mercados específicos y medidas para proporcionar financiación de la UE a las inversiones en redes. La legislación general vigente consta de la Directiva sobre la electricidad y el Reglamento sobre la electricidad, que proporcionan conjuntamente una serie de principios y reglas comunes para la integración de los mercados nacionales de la electricidad, como la armonización de los aspectos de los mercados mayoristas con implicaciones transfronterizas.

10 Asimismo, el legislador de la UE otorgó a la Comisión el derecho de aplicar las normas establecidas en la legislación mediante la adopción de los Reglamentos de Ejecución de la Comisión (los códigos o las directrices de red). Además, las directrices exigían la adopción de acuerdos vinculantes denominados términos, condiciones y metodologías, bien entre las autoridades nacionales competentes, bien aprobados por la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER).

11 Antes de iniciarse la integración del mercado interior de la energía en 1996, los mercados nacionales de la energía estaban dominados en su mayoría por monopolios. En la primera etapa de la integración, estos monopolios se abrieron gradualmente a una mayor competencia. Este fue el objetivo del primer (1996) y el segundo (2003) paquete energético, que modificaron ampliamente el marco por los que se rigen los mercados energéticos de la UE. Entre otras cosas, estos paquetes buscaban introducir la libertad de los consumidores para adquirir electricidad a un proveedor de su elección antes del 1 de julio de 2007.

12 En 2009 entró en vigor un tercer paquete energético que contenía nuevas medidas para fomentar la integración del mercado interior de la energía de la UE y establecía la ACER y la REGRT de Electricidad. La ACER también se encargó de coordinar la actuación de las autoridades nacionales competentes y de subsanar las lagunas legislativas a escala de la UE cuando fuera necesario⁴.

13 El Reglamento sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (RITME)⁵ de 2011 complementa el tercer paquete energético. Abarca cuestiones relacionadas con la integridad del mercado, la información privilegiada y el abuso de mercado, e introduce una base jurídica para supervisar los mercados mayoristas de la energía con el fin de detectar y disuadir la manipulación del mercado. El RITME atribuye a la ACER un papel importante en esta labor.

14 El cuarto paquete energético (2019), titulado «Energía limpia para todos los europeos», se basa en el marco de la política energética existente. Introduce nuevas normas para fomentar la competencia en los mercados minoristas de la electricidad, integrar mejor las fuentes de energía renovables en el mercado, coordinar la adecuación de los recursos eléctricos a escala de la UE y gestionar la demanda mediante la agregación y el almacenamiento de la energía. También aborda algunas insuficiencias detectadas en el tercer paquete energético, como las lagunas en las competencias de la ACER.

Política energética de la UE: quién hace qué

15 En la Comisión Europea, la Dirección General de Energía (DG Energía) se encarga de desarrollar y aplicar la política energética europea en el ámbito del artículo 194 del TFUE. Esto incluye asegurar el funcionamiento del mercado energético, garantizar la seguridad del suministro energético en la UE y promover la interconexión de las redes energéticas. El papel de la Comisión consiste en:

1. proponer documentos o estrategias de índole política y medidas legislativas según sea necesario;
2. hacer cumplir la legislación de la UE, comprobando que los paquetes energéticos se transponen correctamente a la legislación nacional y se aplican de forma efectiva por parte de los Estados miembros;
3. adoptar los códigos de red y las directrices.

16 La ACER es una agencia de la UE que promueve la realización de los mercados interiores de la electricidad y el gas y coordina el trabajo de las autoridades nacionales competentes en cuestiones de relevancia transfronteriza⁶. Entre sus funciones se cuentan: 1) asesorar a la Comisión, a la REGRT de Electricidad y a las autoridades nacionales competentes sobre el diseño del mercado de la energía y la seguridad del suministro, 2) detectar y prevenir los abusos en el comercio de los productos energéticos mayoristas, y 3) supervisar cómo se aplican, por ejemplo, los códigos de red y las directrices en los mercados de gas y electricidad. La ACER también tiene poderes ejecutivos para emitir resoluciones en ámbitos específicos. Estas resoluciones son directamente vinculantes para las autoridades nacionales competentes o los participantes del mercado a las que se dirigen. El órgano encargado de la adopción de decisiones de la ACER, el consejo de reguladores, está compuesto por representantes de las autoridades nacionales competentes de cada Estado miembro.

17 El legislador nacional establece las autoridades nacionales competentes, que deben ser totalmente independientes de los Gobiernos nacionales. Entre otras funciones, las autoridades nacionales competentes son responsables de garantizar el cumplimiento nacional de los códigos de red y las directrices de la UE. Las autoridades nacionales competentes tienen competencias de ejecución en su jurisdicción, pueden realizar investigaciones e imponer sanciones. También tienen la obligación general de promover el mercado interior de la electricidad en la UE.

18 Los gestores de redes de transporte (GRT), que son entidades nacionales reguladas, gestionan la seguridad y la estabilidad (mercados de balance) de los sistemas eléctricos de alta tensión y los interconectores a escala nacional o zonal, y obtienen ingresos de las tarifas y la congestión de las redes. Cooperan entre sí en el marco de la REGRT de Electricidad⁷, que debe actuar con vistas a establecer un mercado interior de la electricidad que esté integrado y funcione adecuadamente. La REGRT de Electricidad debe desarrollar y supervisar la aplicación de los códigos de red y las directrices, las plataformas y los instrumentos para garantizar la coordinación de los gestores de redes de la UE tanto en condiciones normales como de emergencia.

19 Los operadores designados para el mercado de la electricidad son entidades nacionales designadas por las autoridades nacionales competentes para garantizar que los mercados bursátiles de electricidad en la UE estén interconectados y funcionen correctamente en los horizontes temporales diarios e intradiarios.

20 Los gestores de redes de distribución (GRD) son entidades nacionales responsables de la gestión y la distribución de la electricidad a los consumidores finales. El papel de los GRD se está ampliando para abarcar la optimización de la generación y el consumo de electricidad a nivel local.

21 Los participantes del mercado tienen diversas funciones económicas y poderes de mercado, y compiten en los mercados mayoristas o minoristas de la electricidad. Entre ellos se encuentran los productores de electricidad, los grandes consumidores finales, los proveedores de electricidad, los proveedores de servicios auxiliares a los GRT/GRD y los intermediarios. Los pequeños consumidores finales, es decir, los hogares y otros consumidores con un consumo de electricidad inferior a 600 MWh/año, que compran la electricidad a través de otros proveedores (empresas de servicios públicos) en los mercados minoristas.

Últimos acontecimientos

22 En octubre de 2021, la Comisión⁸ propuso una serie de medidas para responder a los recientes precios excepcionalmente altos del gas y la electricidad en la UE. Para proteger a los consumidores vulnerables frente la pobreza energética, propuso medidas con topes de precios y mecanismos de transferencia. Para mitigar el impacto de los altos precios de la energía en la industria, propuso medidas como la modificación de las normas sobre ayudas estatales. En marzo de 2022, deteriorada aún más la situación por la guerra en Ucrania, la Comisión propuso un plan de acción⁹ con varias medidas para reducir, a medio plazo, la dependencia del gas ruso en la UE. Este punto se explicó también por el plan REPowerEU de la Comisión propuesto en mayo de 2022¹⁰. El Tribunal de Cuentas Europeo (el Tribunal) ha publicado recientemente un Dictamen¹¹ sobre las propuestas de modificación para incluir el plan REPowerEU en el Reglamento del Mecanismo de Recuperación y Resiliencia (MRR).

Ámbito y enfoque de la auditoría

23 En nuestro Informe Especial n.º 16/2015, se concluye que el objetivo de la UE de completar el mercado interior de la energía en 2014 no se había alcanzado. Quedaba un largo camino por recorrer antes de poder considerar la plena aplicación del tercer paquete energético¹². Esta fue una de las principales razones por las que en esta auditoría evaluamos si el planteamiento normativo de la Comisión y la supervisión de la ACER a partir de 2015 habían contribuido a mejorar el funcionamiento del mercado interior de la electricidad de la UE. Además, el Tribunal nunca auditó el RITME, o los códigos de red y las directrices.

24 Otra razón para esta auditoría es el hecho de que la ACER desempeña un papel fundamental a la hora de garantizar el buen funcionamiento del mercado de la electricidad de la UE mediante la coordinación de las autoridades nacionales competentes a escala de la UE. Esta agencia carece de mecanismos para garantizar el cumplimiento conforme al marco jurídico y, sin el apoyo adecuado de la Comisión en sus esfuerzos de convergencia, cabe la posibilidad de que no alcance los objetivos previstos.

25 El objetivo de nuestro informe es informar a las partes interesadas y ofrecer recomendaciones para apoyar el desarrollo político y una mayor integración del mercado de la electricidad.

26 La cuestión principal de la auditoría era si el planteamiento normativo de la Comisión y la supervisión de la ACER contribuían a la integración del mercado interior de la electricidad. Las principales entidades auditadas eran la ACER y la Comisión.

27 La auditoría se centró en:

• los avances logrados en la integración del mercado interior de la electricidad;
• el uso que hace la Comisión de los códigos de red y las directrices para garantizar la integración del mercado de la electricidad;
• la supervisión por parte de la Comisión y de la ACER de la aplicación de las directrices de red para los mercados de la electricidad;
• la supervisión por parte de la ACER del abuso y la transparencia del mercado (RITME);
• la estructura de gobierno y las competencias de la ACER.

28 Examinamos las acciones de la UE para integrar los mercados de la electricidad, que se refieren principalmente a los mercados mayoristas de la electricidad (ya que ni la Comisión ni la ACER tienen competencias importantes en los mercados minoristas, y los flujos transfronterizos se negocian principalmente en los mercados mayoristas). En particular, examinamos la actividad de la ACER en la supervisión de la aplicación de las tres directrices principales del mercado de la electricidad: la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones¹³, la directriz sobre la asignación de capacidad a plazo¹⁴ y la directriz sobre el balance eléctrico¹⁵, así como la aplicación del Reglamento RITME.

29 Los criterios de auditoría se derivaron de la legislación aplicable, los documentos de planificación de la ACER, las mejores prácticas internacionales, incluidas las de organizaciones internacionales, como la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) y la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), y de las evaluaciones y los estudios disponibles. Al principio de cada sección se puede encontrar más información sobre los criterios utilizados.

30 Las pruebas de la auditoría se recopilaron a partir de:

• revisiones y análisis de todos los documentos pertinentes de la Comisión y de los informes operativos de la ACER, directrices internas, documentación sobre la rendición de cuentas de la gestión y otros documentos pertinentes;
• revisiones de informes de organizaciones internacionales (Agencia Internacional de la Energía, Agencia Internacional de Energías Renovables, OCDE), investigaciones académicas y estudios disponibles para identificar ejemplos de buenas prácticas;
• cuestionarios, entrevistas y reuniones con el personal y un experto externo con experiencia relevante en el sector eléctrico, seleccionado mediante un procedimiento de contratación.

31 Nuestra auditoría abarcó el período comprendido entre mediados de 2015 y finales de 2021. Por lo tanto, todas las medidas adoptadas posteriormente para mitigar los efectos de la crisis energética quedaron fuera del ámbito de aplicación de la auditoría.

32 Nuestra auditoría se centró en el tercer paquete energético. No cubrimos los objetivos de las energías renovables, la eficiencia energética, los mercados minoristas y los sistemas de distribución de energía a los consumidores finales, ni las actividades encomendadas a la ACER en virtud del Reglamento RTE-E.

Observaciones

Avance lento en la integración de los mercados de la electricidad a pesar de los ambiciosos planes iniciales

33 La integración de los mercados de la electricidad tiene como finalidad ofrecer alternativas a todos los consumidores de la UE, crear nuevas oportunidades comerciales y eliminar los obstáculos al comercio transfronterizo, a fin de conseguir mejoras de la eficiencia, precios competitivos y un aumento de la calidad del servicio para contribuir a la seguridad del suministro y a la sostenibilidad. En 2014 debía haberse logrado la consecución del mercado interior de la electricidad¹⁶. Los instrumentos jurídicos que la UE utilizó para eliminar los obstáculos al comercio transfronterizo son el Reglamento y la Directiva sobre la electricidad, así como la legislación derivada (véanse los apartados 09 a 14).

34 Para esta sección utilizamos los siguientes objetivos legislativos como criterios de auditoría (véase lo especificado anteriormente):

• fomentar la integración del mercado a través del acoplamiento del mercado en toda la UE (es decir, la interconexión de los mercados de la energía en los Estados miembros);
• garantizar la capacidad disponible de los interconectores para el comercio en todo momento.

Ambas cuestiones deberían facilitar la convergencia de precios en los mercados mayoristas de electricidad de la UE.

35 Los legisladores de la UE encomendaron a la Comisión la adopción de códigos de red para armonizar las normas técnicas en materia de gestión del acoplamiento de los mercados organizados a corto plazo (mercados diarios, intradiarios y de balance). Se considera que el acoplamiento de los mercados acelera la integración de los mercados de la electricidad a corto plazo. Esto permite calcular los precios del mercado y los volúmenes negociados de electricidad sobre la base de la oferta de electricidad en toda la UE y la capacidad de transporte transfronteriza. Además, había que establecer un sistema de asignación de la futura capacidad de transporte transfronteriza para impulsar los mercados a plazo de la electricidad. Los GRT y los operadores designados para el mercado de la electricidad se encargaron de aplicar este sistema a través de diversos proyectos técnicos bajo la supervisión de las autoridades nacionales competentes y la coordinación de la ACER.

36 Los Estados miembros tienen que garantizar que los GRT pongan a disposición las capacidades de transporte e inviertan en interconectores de acuerdo con los objetivos de la integración de los mercados de la electricidad de la UE.

La aceleración de la integración del mercado a través del acoplamiento pleno de los mercados no se ha completado todavía

37 En las dos últimas décadas se han conseguido avances importantes, aunque lentos, a través de las distintas iniciativas de acoplamiento de los mercados de electricidad europeos (véase el anexo II). El objetivo del Consejo Europeo de completar la integración de los mercados energéticos para 2014 no se había alcanzado al final de 2021. En 2015, la Comisión reafirmó que la consecución del mercado interior de la energía era un objetivo clave, y lo incluyó en el Plan Estratégico 2016‑2020 de la DG Energía. Sin embargo, el acoplamiento del mercado solo figuraba como objetivo en el Plan Estratégico 2020‑2024 de la DG Energía, es decir, con un retraso de cinco años. La Comisión ya había adoptado las tres directrices de red pertinentes entre 2015 y 2017 (véase el anexo III), pero al final de 2021, según la información de la ACER, ninguna de las directrices se había aplicado plenamente en la UE.

38 Los avances fueron desiguales en los distintos mercados, como demuestran las diferencias en el uso eficiente de los interconectores en los tres segmentos de mercado que debían acoplarse (véase la ilustración 4). Además, el acoplamiento de los mercados a corto plazo ha generado un beneficio social de al menos mil millones de euros¹⁷ al año hasta la fecha, en comparación con las ganancias totales resultantes de la integración de los mercados de la electricidad durante décadas, cuyo valor, según las estimaciones de la ACER, asciende aproximadamente a 34 000 millones de euros al año (para 2021). No obstante, esta estimación se basaba en un escenario sin comercio transfronterizo¹⁸. Queda mucho por hacer para una mayor integración de los mercados de la electricidad entre las regiones dentro de Europa.

39 La aplicación también ha sido desigual en los distintos países. En los mercados diarios se consiguieron la mayor parte de los beneficios económicos (unos mil millones de euros anuales), gracias al acoplamiento voluntario de diecinueve mercados de la electricidad occidentales que cubren el noroeste de Europa (unas tres cuartas partes del volumen de electricidad de la UE negociado en los mercados de electricidad) antes de 2015. Como resultado de la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, los avances en los otros siete países consistieron en una serie de acoplamientos bilaterales, repartidos entre 2015 y 2022. En 2022, todos los mercados de la electricidad estaban acoplados para este momento. La directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones contribuyó a más acoplamientos en los mercados intradiarios. Sin embargo, a pesar de los esfuerzos de la ACER, al final de 2021, los acoplamientos no se habían completado, aunque la Comisión había previsto que lo hicieran hasta 2018. La DG Energía fijó el nuevo plazo de 2024 en su Plan Estratégico 2020‑2024, sin dar ninguna explicación sobre los retrasos.

40 El nivel de integración de los mercados de balance es menor que el de los demás mercados a corto plazo. Al final de 2021, no se habían adoptado alrededor de diez términos, condiciones y metodologías requeridos por las directrices de red para interconectar los mercados de balance. Además, solo dos de las cuatro plataformas transfronterizas de negociación requeridas por los códigos de red estaban operativas al final de 2021. Estos mercados son importantes tanto para mejorar la seguridad del suministro, evitando así los apagones en toda la UE, como para integrar las fuentes de energía renovables variables en los mercados (véase el anexo I).

41 Los mercados a plazo son importantes porque ofrecen tanto a los productores como a los consumidores la oportunidad de cubrir el riesgo de fluctuaciones extremas de los precios y permiten a los productores disponer de una perspectiva de inversión más estable. La Comisión adoptó directrices de red que no pretendían interconectar estos mercados, sino únicamente mejorar el uso eficiente de la capacidad de interconexión transfronteriza para intercambios futuros, a través de una plataforma a escala de la UE para subastar los derechos de transporte. Los avances eran parciales y desiguales en la UE: los GRT no emitieron esos derechos en todas las fronteras intracomunitarias¹⁹. En 2022, la ACER también informó de que la escasa liquidez de los mercados a plazo limitaba las oportunidades de cubrir la volatilidad actual de los precios²⁰ y reconoció insuficiencias en la concepción de este mercado²¹.

42 A pesar de los avances en las iniciativas de acoplamiento del mercado diario, no se ha logrado la plena convergencia de precios transfronteriza (véase la ilustración 5). Además, el nivel de divergencia en los precios de la electricidad entre países ha aumentado considerablemente desde el segundo semestre de 2021, debido a la crisis mundial de los precios de la energía y a la guerra en Ucrania. Una de las principales razones es la limitada capacidad de transporte transfronteriza. El estancamiento del comercio transfronterizo de la electricidad en el período posterior a 2015 también refleja la falta de convergencia de precios y el hecho de que la mayor parte del acoplamiento de los mercados diarios se había logrado antes de la adopción de la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones en 2015 (véanse el apartado 39 y el anexo II).

La capacidad disponible de los interconectores no aumentó a pesar de la aplicación de las directrices de red y de los esfuerzos de la ACER

43 Los GRT tienen la obligación legal de poner a disposición del mercado la capacidad máxima de los interconectores²², ya que es una condición previa para una mayor integración de los mercados eléctricos de la UE y la convergencia de precios. Aunque los mercados estén acoplados, la convergencia de precios puede no lograrse si existen limitaciones al comercio transfronterizo debido a la congestión en las redes eléctricas. La capacidad disponible puede aumentarse y la congestión puede mitigarse mediante:

• una mejor coordinación del cálculo de la capacidad de interconexión por parte de los GRT vecinos, lo que se traduce en una menor congestión de la red;
• inversiones en interconectores que den lugar a una mayor capacidad de interconexión instalada.

44 A pesar de la puesta en marcha de las directrices de red, no se han producido avances significativos en el nivel de capacidades disponibles: la ACER mostró que, en 2020, varias regiones lograron un escaso cumplimiento del objetivo del legislador de la UE de poner a disposición del comercio transfronterizo al menos el 70 % de la capacidad de interconexión instalada en cada Estado miembro a más tardar en 2025 (véase el cuadro 1). Una situación similar se reflejó en 2016²³.

45 Esto se debe en parte al aumento de las fuentes de energía renovables variables, que no era un objetivo estratégico de la integración del mercado de la electricidad, y que puede añadir congestión a las redes y los interconectores nacionales, aumentar los costes de la gestión de la congestión y reducir la capacidad de transporte disponible para el comercio transfronterizo. Los datos de la Plataforma de Transparencia de la REGRT de Electricidad muestran que, entre 2015 y 2017, los costes de los GRT por las medidas correctoras para eliminar la congestión de la red aumentaron en torno al 25 %, pasando de 999 millones de euros a 1 270 millones de euros. Por ejemplo, en Alemania, las compensaciones pagadas por los GRT a los productores de energía renovable debido a la reducción de su producción (es decir, se obligó a los productores a producir menos) representaron casi la mitad de los costes totales²⁴.

46 En 2002, el Consejo Europeo fijó un objetivo de interconexión eléctrica del 10 % como proporción de la capacidad de producción de electricidad para cada Estado miembro, que debía alcanzarse en 2005. El plazo se amplió hasta 2020, y se fijó un nuevo objetivo del 15 % para 2030²⁵. A pesar de las medidas adoptadas a nivel de la UE, los informes anuales de actividades de la Comisión no muestran avances significativos por parte de los Estados miembros: once Estados miembros tenían una capacidad de interconexión nominal inferior al nivel objetivo en 2011; en 2019 esta situación no había mejorado.

La dirección de las normas comerciales transfronterizas armonizadas está fijada, pero el marco político contiene insuficiencias

47 Un mercado único de la electricidad y la plena integración del mercado solo son posibles con un marco armonizado de normas comerciales transfronterizas²⁶. Los colegisladores de la UE establecieron este marco a través de diferentes instrumentos jurídicos (véanse los apartados 09 a 14). Los códigos de red y las directrices de la Comisión son reglamentos de la UE destinados a especificar las normas comunes del mercado, el funcionamiento de la red y las normas de conexión. Los reglamentos de la UE deberán ser vinculantes en su totalidad y directamente aplicables en todos los Estados miembros²⁷. En esta sección evaluaremos los instrumentos en materia de regulación seleccionados para permitir una mayor integración del mercado de la electricidad.

48 Como criterios de auditoría utilizamos los requisitos de las bases jurídicas pertinentes de la UE (los Tratados, el Reglamento sobre la electricidad y la Directiva sobre la electricidad, ocho códigos de red y directrices) y la caja de herramientas para la «mejora de la legislación» de la Comisión. También utilizamos las mejores prácticas de la OCDE en materia de evaluación de impacto de la legislación para evaluar la labor de la Comisión sobre la evaluación ex ante de las opciones políticas para la integración de los mercados de la electricidad a través de los códigos de red y las directrices. Las autoridades públicas deberían integrar las evaluaciones de impacto en las primeras fases del proceso político para formular nuevas propuestas de legislación, lo que puede ayudar a promover la coherencia política al hacer transparentes las compensaciones inherentes a las propuestas legislativas²⁸.

49 Durante el período 2015‑2017, la Comisión adoptó cuatro códigos de red y cuatro directrices. Tres de estas directrices tenían el mayor ámbito de aplicación, ya que se referían a los mercados de la electricidad y de transporte de toda la UE en todos los horizontes temporales (véase el anexo III).

La dependencia de los términos, condiciones y metodologías condujo a una armonización compleja y tardía de las normas comerciales transfronterizas

50 El Reglamento sobre la electricidad exigía a la Comisión la adopción de códigos de red para armonizar las normas de comercio transfronterizo de electricidad. Para adoptar los códigos de red, la REGRT de Electricidad, la Comisión y la ACER llevaron a cabo complejos procesos de redacción y consultas con las partes interesadas durante el período 2009‑2017 (véase la ilustración 6), pero a pesar de ello no se debatieron todos los detalles técnicos. Por ello, la Comisión decidió adoptar directrices (en lugar de códigos de red) que exigían más especificaciones de detalles técnicos a través de términos, condiciones y metodologías en lugar de códigos de red para todas las normas del mercado, y delegar la posterior adopción de decisiones sobre diversos términos, condiciones y metodologías a las autoridades nacionales competentes o a la ACER.

51 En consecuencia, el marco reglamentario de las normas del mercado se hizo más complejo y las directrices de la Comisión no pudieron aplicarse de forma plena e inmediata, mientras que no se fijó un plazo para la plena entrada en vigor de las directrices. Esto significó que las directrices desplazaron gran parte del desarrollo de las normas a una fase posterior, lo que permitió una mayor flexibilidad, por un lado, pero ralentizó o complicó la aplicación de las directrices y la integración general de los mercados, por otro. Además, aunque los términos, condiciones y metodologías aclararon las directrices, no se beneficiaron de las mismas normas de trabajo preparatorio, ya que carecían de evaluaciones de impacto ex ante.

52 Los procesos de aprobación de los términos, condiciones y metodologías eran complejos, largos y lentos, y generaban una excesiva carga administrativa. Descubrimos que la ACER y las autoridades nacionales competentes aprobaron 161 términos, condiciones y metodologías para las cuatro directrices durante el período 2016‑2021; las autoridades nacionales competentes aprobaron la mayoría de ellos. En el caso de algunos términos, condiciones y metodologías, las modificaciones debían adoptarse mediante el mismo procedimiento que la aprobación inicial (treinta y cinco modificaciones en total). Algunas de las modificaciones también requirieron la adopción por parte de las autoridades nacionales competentes de normas operativas a escala nacional. Además, la próxima revisión de la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones puede desencadenar una nueva ronda de modificaciones en los términos, condiciones y metodologías²⁹.

53 La adopción de los términos, condiciones y metodologías comenzó en 2016, y a finales de 2021 comprobamos que once de ellos aún estaban pendientes de aprobación. A pesar de que la ACER realiza un seguimiento periódico de los retrasos e informa sistemáticamente a la Comisión, los GRT y las autoridades nacionales competentes no cumplieron los plazos prescritos en las directrices para la adopción de muchos términos, condiciones y metodologías.

54 Entre otras razones, la demora en la adopción de los términos, condiciones y metodologías se debió a:

• desacuerdos entre las autoridades nacionales competentes de distintos Estados miembros que perseguían sus intereses nacionales o entre las autoridades nacionales competentes y los GRT, agravados por la ineficacia del proceso de toma de decisiones establecido en las directrices. La Comisión reaccionó ante algunas ineficiencias, pero los cambios legislativos de las directrices de red se produjeron tarde (en 2019 o en 2021), o no se habían iniciado todavía;
• el efecto cascada de los retrasos. Debido a las interdependencias entre los términos, condiciones y metodologías, algunos retrasos en un uno de ellos condujeron a un retraso en la adopción de los posteriores: por ejemplo, el retraso en la adopción del término, condición y metodología sobre las regiones de cálculo de la capacidad pospuso la adopción de la propuesta de términos, condiciones y metodologías sobre el cálculo coordinado de la capacidad.

55 Cuando las autoridades nacionales competentes no han podido llegar a un acuerdo, a petición conjunta o, en el caso de términos, condiciones y metodologías, a escala de la UE (a partir de 2019), la ACER debe adoptar una decisión relativa a la propuesta de términos, condiciones y metodologías presentada en un plazo de seis meses³⁰. Por lo general, la ACER ha adoptado las decisiones a tiempo. A pesar de que la ACER tuvo que tomar decisiones sobre un número cada vez mayor de términos, condiciones y metodologías, solo publicó dos decisiones con un retraso de dos meses, de las cincuenta adoptadas en todo el período 2016‑2021.

56 Un número relativamente elevado de decisiones de la ACER sobre términos, condiciones y metodologías se impugnaron mediante recursos presentados ante la sala de recursos. Muchos de los recursos judiciales guardaban relación con la falta de claridad en cuanto a los procedimientos, los criterios y las competencias previstos en las directrices.

Las lagunas en la evaluación de impacto de los Reglamentos de Ejecución por parte de la Comisión menoscabaron el marco político

57 La Comisión consultó a las partes interesadas y elaboró evaluaciones de impacto antes de la adopción de las directrices de red, tal como exige el Reglamento interno³¹. Sin embargo, la Comisión publicó las evaluaciones de impacto hacia el final del proceso de consulta, menoscabando así su utilidad. Además, el comité de evaluación de impacto de la Comisión no comprobó la calidad de la evaluación de impacto de las directrices sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones y sobre la asignación de la capacidad a plazo. Asimismo, los documentos no abordaban ciertos aspectos clave de la aplicación y la gobernanza. Por ejemplo, no se evaluaron la carga y los costes de aplicación para los agentes pertinentes ni se analizaron las implicaciones de la elección de los instrumentos de regulación (por ejemplo, los términos, condiciones y metodologías) para la aplicación de las directrices y su posterior supervisión.

58 También observamos que las evaluaciones de impacto enumeraban ciertos indicadores de seguimiento de los resultados de las directrices, pero no estaban claramente definidos ni tenían objetivos establecidos (para medir los impactos ex post de la legislación en los mercados y en el bienestar social). Esto debilitó potencialmente la supervisión de las normas y provocó que la ACER no ofreciera suficientes orientaciones sobre este tipo de supervisión. La ACER desarrolló progresivamente estos indicadores (véase el apartado 80). La Comisión mencionó algunos indicadores que no eran objeto de supervisión por parte de la ACER (por ejemplo, la evolución de los precios de los servicios intradiarios y de compensación). Sin embargo, no mencionó ciertos indicadores clave para el seguimiento del rendimiento, por ejemplo, los indicadores sobre el rendimiento de los algoritmos utilizados por los operadores designados para el mercado de la electricidad para el acoplamiento de los mercados de electricidad, que se incluyeron posteriormente en los términos, condiciones y metodologías.

59 Otro aspecto clave que no se analizó por completo en la evaluación de impacto sobre las directrices sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones y sobre la asignación de la capacidad a plazo fue la elección de los métodos de fijación de precios para la energía comercializada en los mercados bursátiles de la electricidad acoplados y las zonas de ofertas. Los métodos prescritos no se analizaron ni se debatieron (por ejemplo, el rechazo de las órdenes en bloque³²), ya que la ACER decidió en una fase posterior los detalles técnicos clave a través de los términos, condiciones y metodologías. Sin embargo, los términos, condiciones y metodologías no están respaldados por evaluaciones de impacto.

60 La crisis energética actual muestra la falta de preparación en cuanto a las normas para los métodos de fijación de precios en situaciones de crisis en las que el método puede dar lugar a beneficios excesivos (véase el recuadro 1). Una de las medidas de crisis que la Comisión propuso para corregir estas distorsiones es gravar los beneficios inesperados, pero la Comisión no estudió sus efectos en la competencia dentro de los mercados energéticos internos de la UE³³.

61 Un componente que falta y que no se ha analizado en las evaluaciones de impacto de la Comisión y que permitiría un mejor funcionamiento de los mercados de la electricidad es la flexibilidad de la demanda de electricidad en respuesta a los precios del mercado mayorista. Esto podría conseguirse utilizando diversos instrumentos, como la agregación de la demanda, el almacenamiento de energía, la reducción de la demanda remunerada y la coordinación entre los GRD y los GRT. Un estudio reciente de la Comisión³⁴ ha puesto de manifiesto los retos que plantea la integración del mercado mayorista en lo que respecta a la flexibilidad de la demanda de los pequeños consumidores. Dos ejemplos de estos retos son un marco poco claro para la agregación de datos y la transferencia de datos entre los operadores de la red y del mercado. Las estimaciones prudentes de beneficios sociales generados por la flexibilidad de la demanda oscilan entre 3 000 y 5 000 millones de euros al año³⁵.

La supervisión e información a escala de la UE sobre la integración del mercado no permite detectar a tiempo los problemas

62 Dada la flexibilidad permitida y la complejidad de la aplicación de las directrices de red (explicada en la sección anterior), la supervisión continua y sistemática por parte de la ACER y la Comisión es un método clave de control para garantizar una aplicación coherente y homogénea en todos los Estados miembros y la detección puntual de los problemas en materia de aplicación. Tanto la Comisión como la ACER tienen competencias legales en cuanto al control de la aplicación de los códigos de red y las directrices y sus efectos económicos. Utilizamos la base jurídica y las normas de la OCDE para evaluar el marco de control e información de la Comisión y la ACER (véase el recuadro 2).

63 Con arreglo a la actual estructura jurídica, la ACER tiene el mandato de supervisar la aplicación y los efectos económicos de los códigos de red y las directrices de la UE, y de informar a la Comisión de los problemas en materia de aplicación detectados. En esta sección analizaremos el marco de supervisión e información de la ACER con respecto a la aplicación del marco jurídico por parte de las autoridades nacionales competentes, los GRT y los operadores designados para el mercado de la electricidad, así como los efectos de la aplicación en la integración del mercado⁴¹.

64 Además, como uno de nuestros criterios de auditoría utilizamos los requisitos legales que establecen que la ACER debe garantizar que el público y cualquier parte interesada, en su caso, reciban información objetiva, fiable y fácilmente accesible, en particular en lo que respecta a los resultados de su trabajo⁴².

65 Una de las principales herramientas de la ACER para evaluar los efectos de la integración del mercado y asesorar a la Comisión y al legislador de la UE son los informes de seguimiento del mercado sobre la supervisión de los mercados mayoristas y minoristas de la electricidad y el gas natural, que deben identificar cualquier obstáculo a la consecución del mercado interior y generar medidas correctoras⁴³. Por lo tanto, también sirve como instrumento para supervisar los efectos de los códigos de red y las directrices en la integración del mercado de la electricidad (véase también el apartado 63). Sobre esta base, la ACER puede presentar sus dictámenes sobre posibles medidas para eliminar estos obstáculos.

66 Las actividades de supervisión pueden dar lugar a que la ACER formule recomendaciones a las autoridades nacionales competentes sobre cómo aplicar las normas o a la Comisión sobre la modificación de los códigos de red y las directrices o la adopción de medidas de ejecución contra los Estados miembros en caso de una aplicación insuficiente de las normas. La ACER carece de facultades de ejecución, pero tiene un papel de coordinación general para las autoridades nacionales competentes en la aplicación y el cumplimiento de la legislación de la UE.

67 También comprobamos cómo coordinaron la Comisión y la ACER su seguimiento de la legislación. La Comisión tiene la obligación legal de supervisar y hacer cumplir la aplicación uniforme y precisa del Reglamento sobre la electricidad y de los códigos de red y las directrices por parte de los Estados miembros. La Comisión debe velar por la aplicación de los Tratados y de las medidas adoptadas por las instituciones en virtud de los mismos⁴⁴. La plena aplicación y la ejecución estricta de la legislación energética vigente y de la legislación conexa es la primera prioridad para establecer la Unión de la Energía⁴⁵. El papel de la Comisión también incluye el apoyo a la ACER y el seguimiento de sus recomendaciones.

Insuficiencias significativas en el marco de seguimiento e información de la ACER

68 La legislación de la UE no especifica cómo debe supervisar la ACER la aplicación general de los códigos de red y las directrices y sus efectos (por ejemplo, la frecuencia y los resultados previstos), ni cómo debe informar a la Comisión. La Comisión no previó ese marco de información (por ejemplo, la frecuencia y el contenido de los informes). Además, la ACER no adoptó ninguna estrategia específica de supervisión.

69 Desde 2016, los programas de trabajo anuales de la ACER han mencionado sistemáticamente que la supervisión constituye una tarea fundamental. Sin embargo, los programas de trabajo no son suficientemente explícitos para aclarar cómo se planifica el seguimiento y la presentación de informes, a pesar de la obligación de la ACER de presentar todos los resultados previstos⁴⁶. Esto corre el riesgo de menoscabar la rendición de cuentas de la ACER y también podría dificultar la comprensión por las partes interesadas de las necesidades de datos de la ACER y su participación en la supervisión de la aplicación.

70 Comprobamos que la ACER utilizaba diversas fuentes para obtener la información necesaria para realizar las actividades de supervisión como, por ejemplo:

• intercambios regulares con expertos de las autoridades nacionales competentes en el Grupo de Trabajo de Electricidad de la ACER y los grupos de trabajo conexos;
• consultas en el seno de los Comités Europeos de Partes Interesadas⁴⁷, el Foro de Florencia⁴⁸ y el Grupo de Aplicación y Seguimiento del código de red⁴⁹;
• Informes de seguimiento⁵⁰ de la REGRT de Electricidad y otra información publicada en su sitio web;
• asistencia a las reuniones de progreso de las partes interesadas para la aplicación de los distintos proyectos de los códigos de red y las directrices (con cobertura regional o a escala de la UE);
• envío de cuestionarios/encuestas a las autoridades nacionales competentes;
• una herramienta basada en Internet que permitía a las autoridades nacionales competentes informar sobre la adopción de términos, condiciones y metodologías (desde 2019)⁵¹; esta herramienta no se proporcionaba para la adopción de propuestas de términos, condiciones y metodologías de los operadores designados para el mercado de la electricidad o los GRT.

71 Algunas de estas fuentes de comunicación no eran del todo eficaces y obstaculizaban la capacidad de la ACER para obtener información oportuna y completa, lo que afectaba a su capacidad para detectar problemas. Por ejemplo, la participación o presencia de expertos nacionales en el Grupo de Trabajo de Electricidad es voluntaria y se basa en un acuerdo con las autoridades nacionales competentes; las autoridades nacionales competentes más pequeñas suelen ser menos activas (véase el anexo VI). La asistencia del personal de la ACER a las reuniones de progreso de las partes interesadas fue esporádica debido a la insuficiencia de recursos⁵².

72 La información disponible en el sitio web de la ACER no proporciona un inventario regular y fácil de usar de los proyectos y los términos, condiciones y metodologías para su adopción o aplicación, ni compara los objetivos y plazos de aplicación con los resultados actuales.

73 Los informes públicos de la ACER sobre la aplicación de los códigos de red y las directrices no se basan en ninguna evaluación de riesgos explícita y no son sistemáticos, ni en lo que respecta a su elaboración ni en cuanto al número de informes. Con respecto a las tres directrices de mercado, que tienen repercusiones en el mayor número de partes interesadas, solo se publicó un informe de seguimiento de la aplicación en 2019, que no abarcaba la directriz sobre el balance eléctrico. Sin embargo, este informe no contiene una visión general de todos los términos, condiciones y metodologías, ni una descripción de la fase de ejecución del proyecto para cada Estado miembro. El informe también es menos claro en cuanto a las recomendaciones presentadas. En particular, no está claro cuáles son las recomendaciones dirigidas a la Comisión. La ACER y la Comisión realizaron un seguimiento parcial sobre este informe en 2021.

74 En el caso de que las decisiones de excepción de las autoridades nacionales competentes estuvieran debidamente justificadas, las directrices permitían excepciones a los requisitos generales. La ACER no supervisó ni emitió recomendaciones a las autoridades nacionales competentes sobre cómo aplicar de manera uniforme las excepciones, lo que puede dar lugar a que las excepciones se conviertan en una forma de eludir los requisitos legales.

75 Dado que la ACER no tiene competencias en materia de ejecución, la presentación sistemática de informes por parte de la ACER podría haber aumentado la sensibilización del público y de la Comisión sobre las deficiencias en la aplicación de los códigos de red y las directrices, haber fomentado la presión de las autoridades nacionales competentes y haberlas orientado de forma coordinada en cuanto a su propia supervisión y ejecución.

La supervisión y los informes de la ACER se vieron obstaculizados por la limitación de recursos

76 El departamento de electricidad de la ACER es el departamento clave para supervisar la integración del mercado energético (véase el anexo IV). La Comisión aprobó los principales aumentos de personal para el departamento de electricidad en 2019 y 2020 para hacer frente a las nuevas tareas establecidas en la política energética común. Durante el período 2016‑2020, la ACER no realizó ninguna solicitud importante de ampliación de personal para el Departamento.

77 Una parte muy importante del personal asignado a la supervisión de la aplicación se reasignó de forma recurrente para aprobar los términos, condiciones y metodologías, y sus modificaciones y recursos. Esto se debió en parte al número imprevisiblemente elevado de estos procedimientos.

78 Otras actividades del departamento de electricidad también se vieron limitadas en cuanto a su ámbito de aplicación debido a la falta de recursos, por ejemplo:

• limitaciones en el ámbito de aplicación de los informes de seguimiento del mercado (véase el apartado 80);
• retrasos y limitaciones en el ámbito de aplicación de los informes de la ACER sobre la evaluación comparativa de las tarifas de red de la UE.

79 Observamos que la ACER no modificó sus programas de trabajo anuales para reflejar los cambios imprevistos en la carga de trabajo y la asignación de recursos (como exige el Reglamento Financiero de la ACER).

Los informes de seguimiento del mercado de la ACER son útiles, pero se ven perjudicados por las dificultades en la adquisición de datos y por la falta de seguimiento

80 Constatamos que, con el tiempo, la ACER ha hecho que los informes de seguimiento del mercado sean más pertinentes al incluir más indicadores sobre la integración del mercado, explicar las metodologías y ofrecer un mayor análisis de los obstáculos para la consecución del mercado interior. También constatamos que aún quedan por analizar algunos ámbitos (por ejemplo, las inversiones en interconexiones, los volúmenes negociados transfronterizos, la convergencia de precios para todos los horizontes temporales). Además, no se supervisaron siete obstáculos del mercado identificados por la ACER (por ejemplo, los regímenes de apoyo a las energías renovables). La ACER anunció que no elaboraría un informe completo en 2022, con lo que se corre el riesgo de no cumplir los requisitos legales.

81 La ACER se enfrentó a limitaciones a la hora de elaborar los indicadores pertinentes, ya que tuvo dificultades para recopilar los datos necesarios (por ejemplo, para el informe de seguimiento del mercado de 2020⁵³). Además, no existe una estrategia coherente de la UE en materia de datos energéticos que pueda desencadenar una recopilación sistemática y exhaustiva de datos sobre los mercados de la energía, ni por parte de la Comisión ni de la ACER. En Estados Unidos, existe una agencia federal encargada de adquirir y difundir datos sobre los mercados energéticos estadounidenses⁵⁴. Eurostat, la DG Energía y la ACER publican diferentes flujos de datos con distintas longitudes de series temporales, accesibilidad y procedimientos de verificación, lo que impide que los datos se utilicen de forma sistemática.

82 Una plataforma clave para la recuperación y divulgación de los datos sobre los mercados mayoristas de electricidad de la UE es la Plataforma de Transparencia, gestionada por la REGRT de Electricidad desde 2015⁵⁵. La ACER es un usuario clave de esta plataforma. Un estudio de la Comisión de 2017 muestra que la Plataforma de Transparencia puede ser una gran fuente de datos energéticos completos en la UE, pero hay varias deficiencias en su aplicación actual que están relacionadas con la calidad y la accesibilidad de los datos⁵⁶. La Comisión no hizo un seguimiento de este estudio. No fue hasta 2018 que la ACER firmó un acuerdo de cooperación con la REGRT de Electricidad sobre el suministro de datos para la supervisión de las directrices de red. En 2021, la ACER seguía teniendo dificultades para acceder a los datos⁵⁷.

83 La insuficiencia de información relativa a los efectos de las directrices de red sobre la integración y el funcionamiento de los mercados mayoristas puede afectar a la exactitud de los informes de la ACER a las autoridades nacionales competentes, a la Comisión y al público, y a la detección oportuna de problemas sobre la aplicación de las directrices y los términos, condiciones y metodologías.

84 Una de las principales fortalezas de los informes de seguimiento del mercado es la formulación de recomendaciones. Desde 2016, los informes de seguimiento del mercado han incluido regularmente recomendaciones o prioridades para una mayor actuación con el fin de integrar los mercados mayoristas de electricidad. En el marco del Reglamento sobre la electricidad, las recomendaciones de los informes de seguimiento del mercado pueden ser objeto de dictámenes. Sin embargo, durante el período 2015‑2021, la ACER no presentó ningún dictamen oficial ni a la Comisión ni al Parlamento Europeo⁵⁸.

85 La inclusión de recomendaciones en los informes de seguimiento del mercado varía en función de las ediciones y los volúmenes: no ha habido un enfoque sistemático. A menudo, las recomendaciones suelen limitarse a reiterar objetivos políticos; a veces son redundantes, ya que repiten las obligaciones legales ya incluidas en la legislación de la UE. Su impacto se ve aún más debilitado por la falta de claridad en cuanto a los destinatarios de las recomendaciones, por la ausencia de ideas claras sobre cómo resolver los obstáculos al mercado identificados mediante la política de la UE y por la falta de plazos. Su impacto también se ve debilitado por la falta de seguimiento en los informes de gestión de riesgos posteriores. Observamos estas insuficiencias en las ediciones de 2019 y 2020 del informe de seguimiento del mercado.

El seguimiento de la ACER de los GRT no se tradujo en avances sustanciales de la interconexión de las infraestructuras eléctricas

86 La supervisión es el instrumento principal de la ACER para fomentar una mayor integración de las redes eléctricas, aunque la supervisión por sí sola no conduce a la aplicación coherente de los códigos de red y las directrices por parte de los Estados miembros. Examinamos tres aspectos de la supervisión de suma importancia para fomentar la capacidad de la red (como se explica en los apartados 43 a 46):

• la revisión periódica de la configuración de las zonas de ofertas;
• la supervisión de las inversiones en los interconectores;
• información periódica sobre la disponibilidad de las capacidades de transporte transfronterizo.

87 Tanto las inversiones que amplían la capacidad de transporte transfronterizo como la configuración adecuada de las zonas de ofertas conducen a la maximización sostenible de la disponibilidad de capacidad para el comercio en todos los horizontes temporales. Esto es clave para el crecimiento del comercio transfronterizo y la integración de las energías renovables en el mercado interior. Las diferencias en las capacidades interzonales disponibles en toda la UE conllevan el riesgo de que los participantes en el mercado no estén en igualdad de condiciones para acceder a las oportunidades comerciales. Concretamente, los GRT pueden reducir estructuralmente las capacidades interzonales disponibles para resolver la congestión de la red intrazonal generada por zonas de ofertas inapropiadas.

88 La ACER supervisó la configuración de las zonas de ofertas de la UE y aportó pruebas de que la configuración actual no era adecuada. Sin embargo, debido a la insuficiencia de los poderes de decisión (la decisión final debe ser tomada por los Estados miembros sobre la base del análisis de la REGRT de Electricidad), a los defectos metodológicos, a la falta de claridad de las disposiciones en las directrices sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones y a la insuficiencia de las pruebas (debido a la falta de datos), esta supervisión no dio lugar a ninguna reconfiguración de la zona de ofertas ni a ninguna solicitud de la ACER para llevar a cabo una revisión⁵⁹ (véase el anexo V).

89 A través de dictámenes bienales, la ACER ha estado supervisando las inversiones en capacidad de transporte transfronterizo en los planes decenales de desarrollo de la red elaborados por la REGRT de Electricidad. Sin embargo, comprobamos que, en 2019, la ejecución de alrededor de la mitad de los proyectos de inversión con relevancia transfronteriza sufrió retrasos, a pesar de la supervisión de la ACER⁶⁰.

90 Desde el primer informe de seguimiento del mercado de 2012, la ACER también ha supervisado periódicamente la disponibilidad de las capacidades de transporte interzonal de los GRT. Los GRT tienen la obligación legal de poner a disposición del mercado la máxima capacidad de los interconectores y de las redes de transporte que afectan a los flujos transfronterizos. La supervisión de la ACER detectó el cálculo incorrecto de la capacidad de transporte interzonal por parte de los GRT, pero no pudo evitar que se redujeran indebidamente las capacidades (véase el apartado 44).

91 En respuesta a las insuficiencias en el marco detectadas por la ACER, el legislador de la UE adoptó, a través del nuevo Reglamento sobre la electricidad (2019), un objetivo vinculante para el margen mínimo de capacidad de interconexión disponible para el comercio (es decir, el 70 % de la capacidad instalada en cada Estado miembro a más tardar en 2025)⁶¹.

92 Como la aplicación del requisito del 70 % no estaba clara, la ACER ha tomado una serie de medidas limitadas para coordinar el cálculo armonizado del margen por parte de los GRT y las autoridades nacionales competentes⁶². A pesar de que la ACER no está obligada legalmente a supervisarlo⁶³ y de que la REGRT de Electricidad no estaba de acuerdo con los cálculos:

• la ACER emitió una recomendación a las autoridades nacionales competentes y a los GRT para aclarar el objetivo⁶⁴;
• como la recomendación no era vinculante, algunos GRT y un número limitado de autoridades nacionales competentes manifestaron su desacuerdo con la recomendación y decidieron adoptar un enfoque diferente. La ACER también publicó dos informes de seguimiento sobre el objetivo del 70 % en 2021. La ACER no observó mejoras visibles en las capacidades interzonales disponibles.

Las insuficiencias de la supervisión de la Comisión entrañan el riesgo de incumplimiento de las normas comerciales transfronterizas de la UE

93 Los informes de la ACER eran un elemento clave para la supervisión de la aplicación por parte de la Comisión. La ACER no está obligada legalmente a detectar y notificar casos de incumplimiento de las normas transfronterizas de la UE. En diciembre de 2021, la ACER adoptó un marco de supervisión del cumplimiento para coordinar las medidas de ejecución de las autoridades nacionales competentes con respecto a las entidades de ámbito comunitario (como la REGRT de Electricidad) y las obligaciones de los GRT con efectos transfronterizos. Por lo tanto, la Comisión se enfrentó a una laguna en materia de supervisión, ya que la confianza en la ACER no era suficiente para supervisar el cumplimiento de los códigos de red y las directrices y del Reglamento de Electricidad por parte de los Estados miembros. No existía ningún acuerdo de cooperación u hoja de ruta para aclarar las funciones de supervisión y evitar redundancias entre la ACER y la Comisión. Mencionando solo a la ACER y a la REGRT de Electricidad, las evaluaciones de impacto de la Comisión sobre las directrices de red no indicaron el papel de la Comisión en el marco de la supervisión.

94 En calidad de observadora, la Comisión asistió regularmente a las reuniones de los órganos de gobierno y los grupos de trabajo de la ACER, así como a las reuniones de las partes interesadas pertinentes, pero al final de 2021 no había elaborado sus propios informes sobre el cumplimiento o los controles de conformidad.

95 En los informes anuales de actividades durante el período 2016‑2020, la DG Energía supervisó pocos indicadores de integración del mercado (convergencia de precios y objetivo de interconexión), y no se fijó ningún objetivo de convergencia de precios. La ACER supervisó un indicador de convergencia de precios diferente. Además, con el nuevo plan estratégico de la DG Energía para el período 2020‑2024 ya no se supervisarán estos indicadores.

96 La Comisión y la ACER no supervisaron la forma en que los Estados miembros incorporaron sanciones adecuadas y comparables a su legislación nacional, ni la forma en que las autoridades nacionales competentes aplicaron los códigos de red y las directrices y otras leyes de la UE. El antiguo Reglamento sobre la electricidad (2009) no especificaba ninguna obligación para los Estados miembros de sancionar el incumplimiento de los códigos de red y las directrices. La Directiva 2009/72/CE sobre electricidad impone sanciones por incumplimiento de «las obligaciones impuestas por la […] Directiva y por cualquier decisión jurídicamente vinculante de la autoridad reguladora o de la Agencia, o proponer a un tribunal competente que imponga estas sanciones»⁶⁵. La refundición del Reglamento sobre la electricidad (2019) establece normas específicas sobre la obligación de los Estados miembros de establecer normas sobre las sanciones aplicables a las infracciones de los códigos de red adoptados con arreglo al artículo 59, y las directrices adoptadas con arreglo al artículo 61.

97 La falta de una separación clara de las funciones de supervisión entre la Comisión y la ACER corre el riesgo de crear ineficiencias en términos de supervisión del cumplimiento de las normas energéticas de la UE. Esto puede menoscabar la convergencia de las prácticas de las autoridades nacionales competentes para la supervisión y la ejecución de las normas del mercado de la electricidad de la UE y, por lo tanto, obstaculizar el progreso con respecto a la integración de los mercados regionales.

Diez años después, la aplicación de la vigilancia del mercado sigue siendo incompleta

98 Para que la competencia en los mercados mayoristas europeos de la energía sea abierta y justa, es primordial que los precios reflejen la demanda y la oferta, y que no estén distorsionados por el uso de información privilegiada u otras formas de manipulación del mercado. Tales distorsiones podrían hacer tambalear la confianza de los participantes en la integridad del mercado y llevar a algunos de ellos a abandonar el mercado por completo, menoscabando así la competencia en este. Eso daría lugar a precios más altos y, en última instancia, se traduciría en unas facturas de electricidad más elevadas para los hogares y las empresas. Por lo tanto, los mercados deben diseñarse con normas que detecten y disuadan los comportamientos abusivos⁶⁶.

99 El RITME creó un marco para supervisar los mercados mayoristas de la energía, con el fin de detectar y disuadir la manipulación del mercado. El Reglamento de Ejecución (UE) n.º 1348/2014 de la Comisión, relativo a la comunicación de datos del RITME, especifica además las obligaciones de comunicación de las transacciones y los datos fundamentales. Utilizamos los requisitos del Reglamento como criterios de auditoría para esta sección, a fin de evaluar cómo se aplicó la vigilancia de los mercados mayoristas de electricidad.

100 Los participantes en el mercado tienen que notificar a la ACER todas las operaciones del mercado mayorista de la energía a escala de la UE. A continuación, la ACER examina esta información para identificar posibles abusos en el mercado y, en caso necesario, alerta a las autoridades nacionales competentes y se coordina con ellas, que son las encargadas de velar por el cumplimiento y de imponer sanciones. Para garantizar que las autoridades nacionales competentes llevan a cabo sus actividades en el marco del RITME de forma coordinada y coherente, la ACER publica orientaciones sobre la aplicación del RITME, aunque no son vinculantes.

101 Los Estados miembros son responsables de garantizar que las autoridades nacionales competentes tengan las competencias que permitan imponer sanciones efectivas, disuasorias y proporcionadas a los participantes en el mercado que incumplan el RITME⁶⁷. La Comisión debe velar por que las sanciones se legislen de forma coherente en todos los Estados miembros, a fin de evitar el arbitraje reglamentario por parte de los participantes en el mercado.

La vigilancia del mercado solo fue operativa seis años después de la aprobación del RITME, y se vio obstaculizada por el colapso del sistema informático

102 Constatamos que 2017 fue el primer año completo de notificación de operaciones. En el segundo semestre de 2017, la ACER comenzó a utilizar regularmente su software de vigilancia para examinar automáticamente los datos notificados. La ilustración 7 muestra la cronología del RITME.

103 Tras solo dos años y medio de actividad de vigilancia del mercado, el componente del sistema de información del RITME (ARIS) que introduce las transacciones notificadas en la base de datos de ARIS colapsó, abrumado por el creciente número de transacciones notificadas y aquejado de un déficit crónico de inversión. Las reiteradas caídas provocaron que los datos necesarios para el seguimiento del mercado no estuvieran disponibles entre julio de 2020 y marzo de 2021. Durante este período, la vigilancia del mercado fue prácticamente nula, y los posibles casos de abuso del mercado pudieron pasar desapercibidos. La vigilancia del mercado se reanudó gradualmente a mediados de 2021, pero los datos acumulados del período comprendido entre julio y diciembre de 2020 se evaluaron mediante el uso de métodos estadísticos, es decir, una forma más simple de evaluación utilizada para las alertas de baja prioridad. Sin embargo, el resultado del análisis estadístico no es suficiente para solicitar a las autoridades nacionales competentes que inicien una investigación.

La adquisición de datos no es exhaustiva, no aborda los principales ámbitos de riesgo y aporta poco valor a la transparencia del mercado

104 El RITME exige a los participantes en el mercado que informen a la ACER de todas las operaciones del mercado mayorista de la energía, y que divulguen información privilegiada y datos fundamentales en aras de la transparencia. El RITME también exige a la ACER que comparta los datos que adquiere, bajo ciertas condiciones. Evaluamos si la adquisición de datos e información relacionados con las transacciones realizadas en el mercado era exhaustiva, y si se cumplían los requisitos de transparencia. También comprobamos si la ACER compartía los datos que adquiría según lo exigido y si compartía los datos recopilados no sensibles desde el punto de vista comercial con fines de investigación, lo que contribuiría a fomentar la transparencia.

105 Según las cifras facilitadas por la DG Energía⁶⁸ y obtenidas de destacados proveedores de datos, los mercados extrabursátiles representaron el 68 % de los volúmenes de electricidad negociados en 2019 y el 74 % de los negociados en 2020 (los mercados extrabursátiles bilaterales representaron el 44 % en 2019 y el 46 % en 2020). La mayor parte del mercado mayorista de la electricidad se negocia en los mercados menos transparentes y, por tanto, es más propensa a la manipulación. Constatamos que la ACER no concilia sistemáticamente los datos del RITME sobre los volúmenes anuales de electricidad negociados en los mercados de electricidad o extrabursátiles con los datos divulgados por la DG Energía, lo que quiere decir que la ACER no es capaz de detectar si el sistema informático del RITME captura todos los mercados extrabursátiles o de tomar medidas respecto de las discrepancias.

106 Los datos notificados a la ACER en relación con la negociación fuera del mercado de electricidad están afectados por múltiples problemas de calidad⁶⁹. Los participantes del mercado están obligados a notificar los datos, pero en cambio no están obligados a seguir las directrices para la presentación de informes no vinculantes de la ACER. Por tanto, la ACER no puede garantizar que los datos proporcionados sean completos o de una calidad suficiente, lo que le impide realizar un tratamiento completo de los datos recogidos. El hecho de que la mayor parte del mercado mayorista de la electricidad no se supervise plenamente menoscaba la eficacia del RITME.

107 Las transacciones relacionadas con los contratos de servicios de balance solo deben notificarse a petición de la ACER⁷⁰. Hasta la fecha, la ACER nunca ha solicitado este tipo de información⁷¹. Sin embargo, la manipulación del mercado también se produce en el mercado de balance. En tres casos, la autoridades nacionales competentes del Reino Unido aplicó un total de 50 millones de libras esterlinas, lo que supone el 99,3 % de todas las sanciones finales aplicadas por infracciones de la normativa en el mercado mayorista de la electricidad hasta la fecha (véase el anexo VII). Esta falta de recogida de datos se traduce en una falta de evaluación, lo que resta amplitud a la vigilancia del mercado por parte de la ACER.

108 La ACER no puede supervisar las nuevas formas de comercio que se han desarrollado en los últimos años. El marco jurídico del RITME no se ha actualizado desde su adopción. En consecuencia, los requisitos legales asociados a los datos que deben comunicarse han dejado de ser adecuados, lo que dificulta la exhaustividad de la vigilancia.

109 El RITME exige⁷² a los participantes en el mercado que divulguen información privilegiada⁷³ y datos fundamentales⁷⁴ en aras de la transparencia. El Reglamento de Ejecución especifica⁷⁵ que la divulgación de la información privilegiada puede hacerse bien en el sitio web del participante en el mercado, que debe proporcionar fuentes web para que la ACER pueda adquirir esta información de manera eficiente, o bien utilizando plataformas de información privilegiada gestionadas por terceros.

110 La ACER debe evaluar continuamente el funcionamiento y la transparencia de las diferentes categorías de mercado y las diferentes formas de negociación, e informar sobre ellas en su informe anual de actividades en el marco del RITME⁷⁶. Sin embargo, la publicación del informe se interrumpió en 2017 (labor de información realizada en 2016), en cuanto entró en funcionamiento la vigilancia en el marco del RITME.

111 En vez de su informe anual, la ACER publicó información sobre el funcionamiento y la transparencia de las diferentes categorías de mercado y las diferentes formas de negociación en sus informes trimestrales del RITME. Sin embargo, la información presentada era menos detallada. Por ejemplo, no incluyen información sobre los volúmenes del comercio o sobre los productores y el cumplimiento de los requisitos de divulgación por parte de los GRT. Los informes trimestrales del RITME tampoco contienen recomendaciones, a diferencia de la práctica aplicada en los informes anuales de actividades en el marco del RITME que se publicaron en años anteriores. Además, la ACER publicó una carta abierta⁷⁷ en 2018 en la que informaba del resultado de su análisis de las actividades de publicación de los participantes en el mercado. La ACER llegó a la conclusión de que parecía ser necesaria una mayor transparencia con respecto a la divulgación de información privilegiada.

112 En su orientación sobre la aplicación del RITME en 2019, y para mejorar la transparencia, la ACER recomendó proactivamente el uso de plataformas de información privilegiada como la solución más eficiente⁷⁸. Desde 2020, la ACER mantiene un registro de plataformas de información privilegiada que cumplen los requisitos mínimos de calidad para la divulgación efectiva de información privilegiada⁷⁹. El listado de plataformas de información privilegiada registradas se publica en el sitio web de la ACER. Sin embargo, las orientaciones del RITME de la ACER no son jurídicamente vinculantes⁸⁰. Por lo tanto, los participantes en el mercado pueden seguir tomando la medida menos eficaz de publicación de la información privilegiada en el sitio web de su propia empresa.

113 La ACER debe compartir la información que recoge con las autoridades nacionales competentes y otras autoridades pertinentes, como las autoridades financieras nacionales, las autoridades nacionales de la competencia y la Autoridad Europea de Valores y Mercados (ESMA)⁸¹, siempre que dichas autoridades cumplan determinados requisitos de seguridad para la transferencia de datos⁸². Actualmente, la ACER comparte los datos recogidos con las diez autoridades nacionales competentes⁸³ que cumplen sus requisitos de conexión segura. Se está trabajando para establecer una conexión segura con otras cinco⁸⁴. El intercambio de información con otras instituciones es limitado y tiene lugar únicamente de forma ad hoc. En particular, no se comparte sistemáticamente con la DG Competencia⁸⁵, a pesar de que las infracciones del RITME pueden violar también la legislación sobre competencia, por ejemplo en el caso de la retención de capacidad. Solo dos autoridades reguladoras financieras han manifestado su interés por los datos del RITME. Esta falta de interés en el uso de datos impide que las autoridades competentes aprovechen la información disponible.

114 La ACER debe poner a disposición su base de datos comerciales no sensibles para fines de investigación, y puede decidir publicarla en aras de mejorar la transparencia del mercado⁸⁶. Sin embargo, debido a la falta de recursos, la ACER⁸⁷ aún no ha publicado ningún dato y solo ha compartido algunos de forma muy limitada. Publicar y compartir los datos aumentaría la transparencia del mercado mayorista de la electricidad, ya que permitiría que terceros interesados realizaran análisis del mercado, lo que podría complementar la propia labor de vigilancia de la ACER.

115 También observamos que la ACER en general no pudo extraer de su base de datos sobre el comercio información útil para redactar sus informes de seguimiento del mercado de la electricidad debido a problemas en la calidad de los datos; por ejemplo, los volúmenes de electricidad negociados en los mercados organizados y extrabursátiles, y por horizonte temporal. La ACER no utiliza la información que ya posee, sino que vuelve a obtenerla de proveedores de datos externos a cambio de una tarifa. Esto significa que los datos adquiridos son actualmente de poca utilidad para la propia ACER, la DG Energía o terceros para tareas que van más allá de la detección de la manipulación del mercado. Según la ACER, se espera que las tasas del RITME (véase el apartado 139) proporcionen a esta agencia los recursos necesarios para promover el uso de los datos del RITME y, por lo tanto, aumentar su valor⁸⁸.

La vigilancia del mercado de la ACER no es exhaustiva

116 Evaluamos si el seguimiento de las operaciones notificadas para identificar casos de manipulación del mercado era exhaustivo, lo que constituye un requisito previo para una vigilancia eficaz. La ACER utiliza un proceso de dos pasos para supervisar la actividad comercial en los productos energéticos mayoristas (el primer paso es el cribado automático y el segundo se compone de una evaluación y un análisis inicial manual – véase la ilustración 8) con objeto de detectar y prevenir la manipulación del mercado y el uso indebido de información privilegiada⁸⁹ mediante un software de vigilancia especializado (SMARTS) y equipos especializados.

117 Según las encuestas sobre las actividades de supervisión de las autoridades nacionales competentes que se realizan anualmente desde 2016, el papel de la ACER es importante, ya que las autoridades nacionales competentes pueden cubrir solo una pequeña proporción del mercado de la electricidad y por tanto dependen de la ACER para supervisar el resto.

118 La ACER elaboró alertas basadas en prácticas identificadas de riesgo que pueden indicar la comisión de infracciones. En 2017, la ACER publicó un listado inicial en el que se identificaban veinte de esas prácticas que consideraba necesarias para una supervisión eficaz⁹⁰. La lista se actualizó por primera vez en 2021, sobre la base de consultas con expertos. La versión actual de la lista de la ACER contiene detalles de veintinueve de estas prácticas para los mercados continuos. La lista de la ACER contiene detalles de quince de estas prácticas para los mercados de subastas.

119 Según la evaluación de riesgos de la ACER, se supone que las prácticas detectadas son las de mayor impacto y las que se producen con mayor frecuencia. Descubrimos que las alertas aplicadas para detectar la manipulación cubren menos de la mitad de las prácticas sospechosas de riesgo medio y alto de la lista de la ACER. Esto significa que todavía hay que hacer más para que la supervisión de la ACER pueda considerarse adecuadamente eficaz.

120 Solo el 5,5 % de la plantilla total de la ACER (108 en 2021, véase el cuadro 4) participa en la realización de esta labor, que es fundamental para que esta agencia pueda cumplir su mandato. Un equipo estable pero con poco personal (seis analistas desde 2017 y cinco en 2019, incluidos dos jefes de equipo) se encargó de procesar el número creciente de operaciones. Esto aumenta considerablemente el número medio de alertas de riesgo alto que los analistas procesan manualmente (véase el cuadro 2), con el riesgo de rebajar la calidad y la exhaustividad de la vigilancia.

121 Dadas las limitaciones de recursos humanos, la ACER tuvo que recurrir a la priorización: solo una parte de las alertas activadas se evaluó manualmente⁹¹. La mejora de las alertas existentes y el desarrollo de alertas adicionales (véase el apartado 118) se ralentizaron de forma significativa, lo que menoscabó la cobertura de la vigilancia del mercado⁹² y, en última instancia, la eficacia del RITME. El número de posibles infracciones del RITME identificadas como resultado de la vigilancia de la ACER es actualmente bajo (la ACER solo detectó 20 de los 431 casos identificados durante el período 2017‑2021, véase también el anexo VIII), lo que limita la contribución de la ACER⁹³.

La ACER no está facultada para garantizar una ejecución coherente de las normas a escala nacional para evitar el abuso de mercado

122 Evaluamos si la ACER dispone de los instrumentos adecuados para garantizar la correcta aplicación del RITME a escala nacional, si es capaz de garantizar la coordinación y prestar apoyo a las autoridades nacionales competentes en sus investigaciones, y el impacto de la vigilancia de la ACER en lo que respecta a las sanciones aplicadas por abuso de mercado.

123 En el marco jurídico actual, la ACER no tiene competencias para llevar a cabo investigaciones, ni para hacer cumplir las normas contra el abuso de mercado. Estas funciones corresponden a las autoridades nacionales competentes, dentro de sus marcos jurídicos nacionales⁹⁴. La ACER notifica a las autoridades nacionales competentes los comportamientos sospechosos que identifica. Basándose en su propia evaluación, las autoridades nacionales competentes deciden si abren o no una investigación. Las autoridades nacionales competentes comunican a la ACER los casos que han decidido desestimar.

124 En caso necesario, la ACER también puede pedir formalmente a las autoridades nacionales competentes que abran investigaciones⁹⁵; sin embargo, no dispone de ningún medio para hacer cumplir esas peticiones, lo que impide que sea una herramienta plenamente eficaz. En el período auditado, la ACER nunca había hecho uso de esta facultad.

125 La función de la ACER es garantizar que las autoridades nacionales competentes llevan a cabo sus tareas en el marco del RETMI de forma coordinada y coherente⁹⁶. Para ello, la ACER se encarga de elaborar orientaciones, aunque no son vinculantes⁹⁷. Comprobamos que la ACER publica y actualiza periódicamente sus orientaciones sobre la aplicación del RITME, que se encuentran actualmente en su sexta edición. La ACER también publica notas de orientación que proporcionan información detallada sobre tipos específicos de prácticas abusivas⁹⁸. Los documentos de orientación técnica se presentan y discuten con los representantes de las autoridades nacionales competentes durante las reuniones periódicas del comité permanente de supervisión del mercado.

126 Los legisladores nacionales establecen las sanciones. El RITME solo establece ciertos principios generales; también exige a los Estados miembros que notifiquen a la Comisión las disposiciones sancionadoras y cualquier modificación⁹⁹. Constatamos que la DG Energía no ha tomado medidas para garantizar que las sanciones son coherentes en todos los Estados miembros. En consecuencia, las multas pueden oscilar entre miles y decenas de millones de euros (véase el anexo VII).

127 Habida cuenta de las condiciones de aplicación laxas ilustradas anteriormente y de las importantes diferencias en las sanciones aplicadas en los distintos Estados miembros, consideramos que existe el riesgo de que los participantes en el mercado exploten las lagunas o, lo que es peor, de que los Estados miembros compitan por ofrecer el entorno más permisivo para los participantes en el mercado en lo que respecta a las sanciones y la ejecución. Esto iría en detrimento de la integridad del mercado.

128 Las operaciones transfronterizas aumentaron del 51,5 % del total de las operaciones notificadas por los participantes en el mercado en 2017 al 69 % en 2021. Los casos sospechosos de abuso de mercado transfronterizo también están aumentando, de 20 en 2017 (el 24 % del total de casos nuevos) a 51 casos en 2021 (el 47 % del total de casos nuevos). La acumulación de casos transfronterizos también ha crecido (véase el cuadro 3).

129 Muchas autoridades nacionales competentes no están equipadas adecuadamente para analizar mercados complejos, ni para tener en cuenta las dimensiones multinacionales¹⁰⁰. Debido a las diferentes prioridades nacionales, los casos transfronterizos con implicaciones en el desarrollo del mercado interior de la UE a veces no tienen prioridad.

130 La ACER no puede prestar apoyo, si bien tiene una visión general del comercio transfronterizo, algo que en teoría constituye una valiosa ventaja. Según la ACER¹⁰¹, esto se debe a la falta de recursos. De hecho, el apoyo a la coordinación se limita a la organización de reuniones de casos (dos veces al año como máximo) y a los debates durante las reuniones del comité permanente de seguimiento del mercado (seis al año). La ACER puede crear y coordinar grupos de investigación para responder a las infracciones que tienen un impacto transfronterizo. Sin embargo, la participación de la ACER en los equipos de investigación transfronterizos se ha interrumpido por falta de recursos¹⁰².

131 El impacto de la actividad de la ACER en la detección del abuso de mercado en el mercado mayorista de la electricidad y la imposición de sanciones ha sido escaso. Hasta ahora, todas las multas¹⁰³ impuestas por manipulación del mercado, excepto dos, se refieren a abusos en sectores del mercado no supervisados por la ACER (véase el apartado 107), o a infracciones anteriores al último trimestre de 2017, cuando la ACER comenzó su actividad de vigilancia del mercado (véanse el apartado 102 y el anexo VII).

La ACER señaló periódicamente la escasez de presupuesto para llevar a cabo la vigilancia del mercado, pero no asignó bien los recursos

132 De acuerdo con el marco jurídico, la ACER debe contar con los recursos adecuados para llevar a cabo sus funciones¹⁰⁴. Evaluamos si la Comisión había proporcionado a la ACER los recursos adecuados y si la ACER, a su vez, los había asignado correctamente para llevar a cabo su mandato.

133 En sus documentos de programación para el período 2016‑2021, la ACER había planteado periódicamente la preocupación de que no disponía de personal o recursos, lo que podía poner en peligro la capacidad para llevar a cabo su mandato. Aunque la escasez de recursos humanos y financieros se identificó como un riesgo para la mayoría de las actividades, la Comisión y la ACER solo lo consideraron un riesgo crítico para las actividades del RITME. Según la ACER, la falta de recursos humanos y financieros fue la causa de la falta de prioridad de muchas actividades del RITME y del colapso de ARIS en 2020 (véase el apartado 103).

134 Un estudio independiente¹⁰⁵ encargado por el Parlamento Europeo descubrió que existía una discrepancia persistente entre las solicitudes presupuestarias de la ACER y el importe concedido por la Comisión. El estudio sugiere que la discrepancia se debe a que se subestimaron las necesidades de recursos cuando se asignaron nuevas responsabilidades a la ACER (por ejemplo, el RITME), y a las diferentes interpretaciones del mandato de la ACER por parte de la autoridad presupuestaria.

135 En sus dictámenes sobre los proyectos de documentos de programación de la ACER para 2017‑2021, la Comisión recomendó que la ACER hiciera frente a las restricciones presupuestarias centrándose en sus tareas encomendadas legalmente mediante la reducción del número de funcionarios que trabajan en actividades de apoyo y el aumento del número de funcionarios asignados a actividades de primera línea.

136 Sin embargo, constatamos que, durante el período 2016‑2021, el tamaño del departamento de servicios corporativos aumentó un 47 %, a pesar de que la ACER había externalizado muchas actividades horizontales¹⁰⁶, y este departamento se apoyaba en la mayor parte del personal interino contratado por la ACER. Durante el mismo período, el personal de la ACER en su conjunto creció un 17 %. El tamaño de los dos departamentos del RITME, que son los más necesitados de recursos, solo aumentó un 14 % durante este período (véase el cuadro 4).

137 Además, en diciembre de 2021, el número de puestos equivalentes a tiempo completo asignados al equipo de ejecución de la estrategia y comunicaciones de la ACER dentro de la oficina del director (seis puestos equivalentes a tiempo completo y dos interinos) superaba el número asignado a su equipo de vigilancia del mercado (seis puestos equivalentes a tiempo completo y dos en prácticas). La ACER reconoce que el equipo responsable de la vigilancia del mercado carece de personal suficiente (véase el apartado 120). La asignación de puestos de la ACER contraviene el artículo 41, apartado 5, del Reglamento (UE) n.º 2019/942, que establece que la asignación de recursos a las actividades de comunicación no debe poner en peligro las actividades principales de la ACER.

138 En varias ocasiones, la ACER alertó de que el sistema informático del RITME carecía de recursos suficientes. Constatamos que, a lo largo de los años, la infrafinanciación ha provocado problemas en diversos ámbitos (por ejemplo, infraestructura y programas informáticos anticuados e insuficientes, asistencia inadecuada a los usuarios y falta de servicios de almacenamiento de datos a largo plazo).

139 En 2021, la ACER logró ejecutar con éxito una Decisión de la Comisión¹⁰⁷ sobre la recaudación de tasas para financiar actividades del RITME («tasas del RITME»). Esto proporcionó a la ACER una fuente de ingresos adicional de 8,8 millones de euros. Estos ingresos adicionales, parcialmente compensados por una reducción de 2,5 millones de euros en la contribución del presupuesto de la UE al presupuesto de la ACER, permitieron a esta última aumentar el importe del presupuesto de 2021 para los gastos operativos del sistema informático del RITME a 6,2 millones de euros, es decir, un 88 % más que el presupuesto final de 2020. Sin embargo, las prórrogas relacionadas con los gastos operativos del sistema informático del RITME en 2021 fueron cuatro veces superiores a las de 2020 (4,0 millones de euros en 2021 y 1,1 millones de euros en 2020). En resumen, a pesar de que la tasa de ejecución del compromiso para el proyecto del RITME ascendió al 97,58 %, la mayoría del flujo de capital generado por las tasas del RITME en el primer año no se gastó en el curso del año.

140 En 2020, la ACER hizo hincapié en la falta de financiación como motivo para posponer las inversiones en el sistema informático del RITME¹⁰⁸. Además, la ACER retrasó la ejecución de su presupuesto para 2021, justificándolo por la incertidumbre que rodeaba la recaudación efectiva de las tasas del RITME. Esto, a su vez, retrasó el inicio de varios proyectos operativos hasta después del 30 de abril de 2021, que era la fecha de liquidación fijada para el primer tramo de las tasas del RITME de 2021¹⁰⁹. Sin embargo, dos tercios de las tasas del RITME se habían recaudado al final de abril de 2021, y las áreas en las que el sistema informático del RITME necesitaba mejoras se conocían desde hacía años. Esto habría requerido una mejor planificación y una actuación más rápida.

Los instrumentos de convergencia y la estructura de gobernanza de la ACER no contribuyen a su eficacia y rendición de cuentas

141 Según el Reglamento de la ACER, su misión principal es coordinar la labor de las autoridades nacionales competentes para lograr la aplicación convergente de las normas comerciales transfronterizas para los mercados de la electricidad. En esta sección evaluamos las competencias de la ACER en relación con el marco jurídico de la UE y con parámetros de referencia de la UE, como las competencias de agencias similares de la UE y de la Comisión. La ACER debe contar con las competencias necesarias para desempeñar sus funciones reguladoras de forma eficiente, transparente, razonada y, sobre todo, independiente¹¹⁰. También evaluamos la estructura de gobierno de la ACER basándonos en las recomendaciones de la OCDE para garantizar que las decisiones de las agencias reguladoras se toman de forma objetiva, imparcial y coherente, sin conflictos de intereses, sesgos o influencias indebidas¹¹¹. La OCDE también recomienda que las organizaciones y los funcionarios públicos garanticen la apertura en el proceso de resolución o gestión de una situación de conflicto de intereses¹¹².

142 Las instituciones, los organismos, las oficinas y las agencias de la UE también deben llevar a cabo su trabajo de la forma más abierta posible para garantizar la participación de la sociedad civil y promover así la buena gobernanza¹¹³. La ACER está obligada por ley a comunicar de forma transparente su trabajo al público y a cualquier parte interesada¹¹⁴. Evaluamos también la transparencia en línea de la ACER comparándola con parámetros de referencia de la UE, como las herramientas de las agencias similares de la UE y de la Comisión.

Las herramientas de convergencia de la ACER no permiten la plena coordinación de las autoridades nacionales competentes

143 La facultad de la ACER de tener acceso a datos confidenciales fue uno de los problemas recurrentes que encontró esta agencia durante su supervisión de actividades (por ejemplo, véanse los apartados 81 y 82). La refundición del Reglamento de la ACER otorgaba a esta la facultad de emitir decisiones vinculantes para solicitar información a las autoridades nacionales competentes, los GRT, la REGRT de Electricidad y los operadores designados para el mercado de la electricidad (artículo 3). Sin embargo, la ACER no tiene facultad para imponer sanciones en caso de incumplimiento de dichas decisiones. La Comisión sí tiene facultad cuando los Estados miembros le proporcionan información insuficiente¹¹⁵.

144 La ACER puede adoptar, y de hecho adoptó, dictámenes y recomendaciones dirigidos a actores clave, como la REGRT de Electricidad y las autoridades nacionales competentes. En general, el Reglamento de la ACER no establece ninguna obligación de seguimiento de los mismos por parte de la ACER. Los destinatarios (por ejemplo, las autoridades nacionales competentes, la Comisión y la REGRT de Electricidad) no están obligados a informar a la ACER sobre su cumplimiento de los dictámenes/recomendaciones ni a explicar las razones de su incumplimiento. Este planteamiento (es decir, «cumplir o explicar») se establece en el Reglamento de la ESMA para sus recomendaciones¹¹⁶.

145 Del mismo modo, el Reglamento de la ACER no obliga a la ACER a supervisar el cumplimiento de sus decisiones vinculantes (por ejemplo, las decisiones sobre la adopción de términos, condiciones y metodologías). La ACER no está facultada para ejecutarlas. Además, la Comisión no ha utilizado nunca sus poderes de ejecución para los términos, condiciones y metodologías.

146 Asimismo, el Reglamento de la ACER no concede a la ACER determinados instrumentos de convergencia en materia de supervisión de los que sí disponen otras agencias de la UE (como la ABE o la ESMA), por ejemplo, las revisiones por pares de las autoridades nacionales competentes o las investigaciones de infracciones de la legislación de la UE por iniciativa propia. Estas prerrogativas podrían fomentar la aplicación de los resultados de asesoramiento y regulación de la ACER y la eficacia de la coordinación de las prácticas de supervisión de las autoridades nacionales competentes o garantizar una mejor alineación de la labor de la REGRT de Electricidad con los intereses de la UE.

147 Los GRT obtienen importantes ingresos por congestión del comercio transfronterizo en los mercados diarios (véase el apartado 18). Las autoridades nacionales competentes deben comprobar si los GRT invierten estos ingresos en capacidad de interconexión de acuerdo con el Reglamento sobre la electricidad. La ACER no tiene un mandato específico para evaluar el uso de los ingresos por congestión por parte de los GRT, ni para coordinar las prácticas de supervisión de las autoridades nacionales competentes en este ámbito.

La estructura de gobernanza de la ACER dificulta su eficacia e independencia

148 El director de la ACER debe obtener un dictamen favorable acerca de los resultados principales de la reglamentación (por ejemplo, las decisiones de la ACER sobre la adopción de términos, condiciones y metodologías, la mayoría de las mejores prácticas, las recomendaciones y los dictámenes) emitido por el consejo de reguladores, que está formado por un representante de la autoridades nacionales competentes de cada Estado miembro. El consejo de reguladores también aprueba el nombramiento del director de la ACER, que somete los proyectos de reglamentación a la aprobación del consejo de reguladores. Aunque el consejo de reguladores debe actuar en interés exclusivo de la UE en su conjunto, el Reglamento de la ACER no dispone de salvaguardias legislativas para evitar la participación de los representantes en las decisiones del consejo de reguladores que entren en conflicto con decisiones específicas de las autoridades nacionales competentes o con los intereses nacionales (cuando los defiendan las autoridades nacionales competentes de acuerdo con su estatuto jurídico). Esto se debe a que la evaluación de los beneficios netos de bienestar a escala nacional y de la UE derivados de las intervenciones de la ACER pueden ser divergentes. A modo de comparación, en la revisión de 2019 del Reglamento de la ESMA se incluyen algunas salvaguardias¹¹⁷.

149 Durante la auditoría también observamos insuficiencias en la aplicación de las normas internas de la ACER¹¹⁸ sobre la gestión y la publicación de las declaraciones de intereses de los miembros de la Junta Directiva y del Consejo de Administración. Una mayor transparencia en los procesos de toma de decisiones de los consejos de administración y los grupos de trabajo de la ACER podría contribuir al control público de los conflictos de intereses (por ejemplo, la publicación de las actas y los resultados de las votaciones, véase el anexo IX).

150 Dado que el Consejo de Administración emite sus dictámenes por mayoría de dos tercios, la Comisión expresó su preocupación por el hecho de que una pequeña minoría pueda vetar las propuestas del director de la ACER, lo que llevaría al fracaso o al retraso de las iniciativas reguladoras, y por los problemas recurrentes en relación con la independencia de las autoridades nacionales competentes respecto de los Gobiernos y la adecuación de sus recursos (un requisito de la Directiva sobre la electricidad)¹¹⁹. Sin embargo, no se incluyó ninguna reforma paliativa en la refundición del Reglamento de la ACER. En 2021, un debate en el Consejo de Administración planteó la preocupación por la independencia de las autoridades nacionales competentes y la delimitación de responsabilidades entre las autoridades nacionales competentes y los gobiernos nacionales¹²⁰. Además, los conocimientos técnicos externos en la ACER dependen en gran medida de la participación de los expertos de las autoridades nacionales competentes en los grupos de trabajo y los grupos operativos. Los expertos de las autoridades nacionales competentes también pueden estar sujetos a los conflictos de intereses antes mencionados. Sin embargo, no se exige que firmen ninguna declaración relativa a los conflictos de intereses.

151 A pesar de que se destinan importantes recursos a la ejecución de la estrategia y la comunicación, la principal herramienta de comunicación de la ACER, su sitio web, funciona de forma ineficaz. Por ejemplo, los documentos esenciales no son fácilmente accesibles, o directamente no se publican. El sitio web carece de la transparencia necesaria para una buena herramienta de gobierno. En algunos casos, ni siquiera cumple los requisitos reglamentarios (véase el anexo IX).

Conclusiones y recomendaciones

152 El ambicioso y complejo proyecto de consecución del mercado interior de la electricidad se vio obstaculizado por la elección de los instrumentos reguladores por parte de la Comisión, que condujo a una compleja arquitectura jurídica de normas comerciales transfronterizas y a retrasos. También se vio dificultado por las insuficiencias en el marco de gobernanza de la UE. El planteamiento normativo de la Comisión, así como el planteamiento de supervisión de la Comisión y de la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) no han contribuido lo suficiente a mejorar el funcionamiento del mercado de la electricidad de la UE. Además, la vigilancia del mercado para detectar y disuadir el abuso y la manipulación del mismo fue incompleta.

153 Los avances en la integración de los mercados de la electricidad mediante el acoplamiento de todos los mercados nacionales de la electricidad exigido por las directrices de red de la UE fueron lentos durante el período 2015‑2021. El progreso en la integración fue desigual en los distintos horizontes temporales del mercado (segmentos) y al final de 2021 no había concluido. Esto se produjo siete años después del plazo fijado inicialmente, aunque los proyectos clave de acoplamiento se iniciaron voluntariamente antes de la adopción de las directrices. En realidad, ninguna de las directrices se aplicó en su totalidad. Sigue habiendo beneficios económicos desaprovechados derivados de una mayor convergencia de precios, lo que se produce por el crecimiento del comercio transfronterizo. La eficacia de la integración de los mercados de la electricidad también se vio obstaculizada por la falta de avances en la capacidad disponible de los interconectores interzonales (véanse los apartados 37 a 46).

154 Los códigos de red y las directrices adoptados por la Comisión durante el período 2015‑2017 fueron un paso clave en la realización de los objetivos del legislador de la UE para fomentar la competencia transfronteriza en la generación de electricidad y eliminar los obstáculos normativos al comercio transfronterizo. Sin embargo, el planteamiento normativo de la Comisión, a saber, la elección de los términos, condiciones y metodologías que debían adoptar las autoridades nacionales competentes y la ACER, dio lugar a una aplicación excesivamente compleja y tardía de la mayoría de estas normas.

155 A pesar de que la ACER aprobó a tiempo los términos, condiciones y metodologías de su competencia, se produjeron retrasos en la aplicación de los códigos de red y las directrices, en particular debido al elevado número de términos, condiciones y metodologías, al retraso de los acuerdos sobre estos por parte de las autoridades nacionales competentes y los GRT y a la ineficacia de los procesos de aprobación establecidos en las directrices de red (véanse los apartados 50 a 56). En su evaluación de impacto, la Comisión no analizó lo suficiente las repercusiones de la configuración y la gobernanza del mercado establecidos, en particular los aspectos clave relacionados con la delegación de la labor de regulación en las autoridades nacionales competentes y la ACER, y la coherencia del diseño del mercado, por ejemplo, las implicaciones de los métodos de fijación de precios en situaciones de crisis con perturbaciones en los mercados de insumos y en vista del crecimiento de las energías renovables (véanse los apartados 57 a 61).

Recomendación 1 – Racionalizar la aplicación del marco reglamentario

La Comisión debería:

1. evaluar sistemáticamente, al elaborar nuevos códigos de red y directrices, el coste y los beneficios de establecer su ejecución ulterior a través de la adopción de condiciones o metodologías, en particular a la luz de la carga administrativa que podrían suponer para la ACER, las autoridades nacionales competentes y otras partes implicadas;
2. reevaluar las normas de la UE que rigen la formación de los precios mayoristas de la electricidad, en vista de la crisis energética actual y del aumento de las energías renovables;
3. establecer normas que incentiven la flexibilidad de la demanda.

Fecha prevista de aplicación: 2023 para 1a) y 1b), y 2025 para 1c).

156 La elección de la Comisión de confiar en las directrices de red y los términos, condiciones y metodologías para la aplicación de las normas del mercado, reforzada por la presión de las partes interesadas, deja a los Estados miembros más margen de maniobra para la aplicación que con la regulación directa. Esto, a su vez, exige que los organismos de la UE responsables (la Comisión y la ACER) desempeñen un papel de supervisión importante para garantizar que se produzcan avances coherentes en la aplicación en todos los Estados miembros.

157 La ACER y la Comisión comparten la responsabilidad de coordinar la ejecución uniforme de los códigos de red y las directrices por parte de las autoridades nacionales competentes. La ACER supervisó la adopción de los términos, condiciones y metodologías, señaló los retrasos y, por lo general, aprobó a tiempo los términos, condiciones y metodologías de su competencia (véase el apartado 54). Sin embargo, no pudo hacer un balance e informar periódicamente a la Comisión y a las autoridades nacionales competentes sobre la aplicación de los requisitos de las directrices de red y los términos, condiciones y metodologías debido a la falta de una estrategia de seguimiento clara y a las limitaciones de recursos (véanse los apartados 68 a 78). El seguimiento por parte de la ACER de los efectos de las normas del mercado también se vio obstaculizado por la insuficiencia de datos y no dio lugar a recomendaciones sólidas para las autoridades nacionales competentes. La ACER no aportó medidas posibles para fomentar la integración del mercado emitiendo dictámenes para la Comisión y el Parlamento (véanse los apartados 80 a 85).

158 La Comisión y la ACER carecían de un marco común para supervisar los códigos de red y las directrices (véanse los apartados 93 a 97). La supervisión de la ACER no contribuyó a la coordinación de las medidas de ejecución por parte de las autoridades nacionales competentes. Debido en parte a la falta de claridad de las disposiciones de las directrices de red, a la falta de datos o a la mala calidad de los mismos (por ejemplo, la Plataforma de Transparencia), la supervisión de la ACER no contribuyó a los avances en aspectos clave de la aplicación, como la revisión de las zonas de ofertas y la maximización de las capacidades de interconexión (apartados 86 a 92). En consecuencia, la ACER no cumplió su potencial para fomentar la ejecución oportuna y convergente de las directrices por parte de las autoridades nacionales competentes y, en última instancia, la integración del mercado eléctrico de la UE.

Recomendación 2 – Mejorar el marco de supervisión de las directrices de red

1. La Comisión y la ACER deberían aclarar su estrategia de supervisión de la aplicación y los efectos de los códigos de red y las directrices, y aplicarla de forma coherente a lo largo del tiempo y en todos los Estados miembros.
2. Con el apoyo de la ACER, la Comisión debería revisar las insuficiencias de la plataforma de transparencia y del marco de datos energéticos de la UE, y, si se requiere, adoptar medidas legislativas correctoras.

Fecha prevista de aplicación: 2023 para 2a) y 2025 para 2b).

159 El control de la ACER sobre la integridad de los mercados mayoristas de la electricidad (RITME) no es exhaustivo (véanse los apartados 117 a 121). La adquisición de datos no era exhaustiva y tampoco abordaba los principales ámbitos de riesgo (véanse los apartados 105 a 108) y el sistema informático del RITME se veía obstaculizado por una inversión insuficiente (véase el apartado 103). Además, la ejecución de las normas contra el abuso de mercado era incoherente debido a los diferentes planteamientos nacionales y a que las competencias y los recursos de la ACER son limitados. Las autoridades nacionales competentes tienen un papel decisivo en los aspectos más cruciales del proceso de ejecución (véanse los apartados 123 a 127), y la ACER no dispone de medios para aportar un valor añadido en la coordinación de las investigaciones transfronterizas, que son cada vez más frecuentes (véanse los apartados 128 a 130). La vigilancia de la ACER no ha dado lugar a muchas sanciones (véase el apartado 131).

160 Hasta el momento, se ha puesto el mayor énfasis en la adquisición de datos de buena calidad. Este es un aspecto clave del RITME, pero es secundario con respecto al objetivo principal del Reglamento, que es garantizar la vigilancia del mercado (véase el apartado 100), y que los datos resultantes se utilicen para aumentar la transparencia del mercado (véanse los apartados 113 a 115).

161 Diez años después de su entrada en vigor, y a pesar de los progresos realizados, el Reglamento RITME todavía no ha cumplido plenamente su potencial para prevenir el abuso del mercado y promover la transparencia en el mercado mayorista de la electricidad por las razones descritas anteriormente. En consecuencia, el mercado de la electricidad de la UE corre el riesgo de verse distorsionado por la manipulación del mercado, en detrimento de los consumidores finales (véanse los apartados 102 a 140).

Recomendación 3 – Mejorar la vigilancia de la ACER sobre la integridad de los mercados mayoristas

Para mejorar la vigilancia del mercado y evitar posibles distorsiones del mercado, la ACER debería aplicar plenamente el Reglamento RITME, por ejemplo, completando la cobertura de datos de la vigilancia del mercado del RITME, mejorando la cobertura de las conductas abusivas que vigila y fomentando la cooperación transfronteriza en materia de investigación mediante la creación de grupos de investigación.

Fecha prevista de aplicación: 2025.

162 Durante el período 2016‑2021, la ACER advirtió en repetidas ocasiones de que no contaba con los recursos suficientes y de que, por lo tanto, esta falta de recursos tendría un impacto negativo en el cumplimiento de su mandato. De hecho, la ACER sufría una escasez presupuestaria estructural (véanse los apartados 133 a 134); sin embargo, también encontramos pruebas que sugieren que estos problemas se ven agravados por la mala asignación de recursos humanos y financieros de la ACER (véanse los apartados 135 a 140).

163 En 2021, la ACER consiguió implantar con éxito el cobro de las tasas del RITME, lo que le proporcionó una nueva fuente de ingresos de 8,8 millones de euros. Sin embargo, la mayor parte del flujo de caja generado por las tasas del RITME quedó sin utilizar en 2021. En el futuro, será fundamental que la ACER haga el mejor uso posible de los recursos financieros adicionales importantes de que dispone para resolver rápidamente los problemas estructurales.

Recomendación 4 – Acelerar el uso de las tasas del RITME para subsanar las deficiencias de la vigilancia del mercado de la ACER

La ACER debería acelerar la utilización de los recursos financieros adicionales recibidos a través de las tasas del RITME para subsanar las deficiencias de sus actividades del RITME (por ejemplo, un sistema informático obsoleto o una dotación de personal insuficiente). La ACER debería mejorar el seguimiento de las necesidades de personal en todos los departamentos en función de sus prioridades establecidas.

Fecha prevista de aplicación: finales de 2023.

164 A pesar de las iniciativas de la Comisión para actualizar el Reglamento de la ACER, esta sigue teniendo limitaciones en cuanto a la eficacia de las competencias y la gobernanza necesarias para fomentar la aplicación uniforme de las normas del mercado de la electricidad de la UE por parte de las autoridades nacionales competentes, los GRT y los operadores designados para el mercado de la electricidad (véanse los apartados 143 a 150).

Recomendación 5 – Mejorar la gobernanza de la ACER

La Comisión debería evaluar la gobernanza de la ACER y proponer mejoras, mediante el aumento de la independencia de las autoridades nacionales competentes y los intereses nacionales, las competencias de ejecución y los instrumentos de convergencia.

Fecha prevista de aplicación: 2025.

165 La principal herramienta de comunicación de la ACER, su sitio web, funciona de manera ineficaz. Los documentos clave para las partes interesadas y el público en general no son fácilmente accesibles, o directamente no se publican. El sitio web carece de la transparencia necesaria para una herramienta de comunicación. En algunos casos, ni siquiera cumple los requisitos normativos (véase el apartado 151).

Recomendación 6 – Mejorar la transparencia y la rendición de cuentas de la ACER

La ACER debería mejorar la transparencia y la rendición de cuentas de su labor facilitando el acceso público a los documentos y datos contenidos en su sitio web, garantizando la publicación completa y oportuna de sus decisiones y datos de acuerdo con los requisitos legales, e introduciendo una política de transparencia claramente definida y basada en las mejores prácticas.

Fecha prevista de aplicación: para finales de 2024.

166 Las sanciones son un instrumento importante para garantizar el cumplimiento de los requisitos legales de la UE. Para garantizar la igualdad de condiciones en la UE, es esencial asegurar que las sanciones son coherentes en todos los Estados miembros.

167 Ni la Comisión ni la ACER supervisaron la forma en que los Estados miembros incorporaron sanciones adecuadas y comparables a su legislación nacional, ni la forma en que las autoridades nacionales competentes aplicaron los códigos de red y las directrices y otras leyes de la UE. El RITME solo prevé ciertos principios generales, mientras que los legisladores nacionales establecen las sanciones. Constatamos que la Comisión no actuó para garantizar que las sanciones eran coherentes en todos los Estados miembros para los códigos y las directrices de red o para el RITME (véanse los apartados 96 y 126).

Recomendación 7 – Evaluar la necesidad de un marco para la aplicación coherente de las sanciones

Para fomentar el cumplimiento de las normas de la UE y evitar el arbitraje reglamentario, la Comisión debería:

1. evaluar si las sanciones por incumplimiento de las normas de la UE se legislan y aplican de forma coherente en todos los Estados miembros;
2. si se justifica, desarrollar un marco que establezca unos requisitos mínimos comunes para las sanciones.

Fecha prevista de aplicación: 2023.

El presente informe ha sido aprobado por la Sala IV, presidida por Mihails Kozlovs, Miembro del Tribunal de Cuentas, en Luxemburgo, en su reunión de 13 de diciembre de 2022.

Anexos

Anexo I — Mercados mayoristas de electricidad

La electricidad es un producto básico peculiar. Varias propiedades hacen necesario que haya cuatro tipos de mercado mayorista de electricidad.

• Una vez producida, la electricidad no puede almacenarse de forma económica. Además, algunas centrales eléctricas solo pueden modificar su producción lentamente, porque tardan varias horas en ponerse en marcha, lo que puede generar considerables picos de precios que luego se trasladan a los consumidores. Esto hace necesario contar con mercados diarios en los que la producción pueda planificarse y negociarse con un día de antelación.
• Al haber una proporción creciente de energías renovables, la capacidad de producción de electricidad puede cambiar rápidamente. Por ejemplo, la producción eólica y solar real es imposible de predecir y solo puede conocerse cerca del tiempo real. Además, como la electricidad generada no puede almacenarse, los cortes de infraestructura provocan una caída inmediata del suministro. Esto hace necesario contar con mercados en los que la demanda planificada pueda ajustarse con poca antelación: los mercados intradiarios.
• Para evitar el riesgo de apagones, la demanda y la oferta en la red deben estar siempre igualadas. Por ello, es necesario contar con mercados en los que los gestores de red de transporte (GRT) puedan adquirir la energía necesaria para mantener el balance de la red cerca de la hora de entrega física: los mercados de balance.
• La volatilidad de los precios al contado creada por la falta de almacenamiento hace que sea importante que los minoristas y los productores cubran sus riesgos en los mercados a plazo (esto puede ser años, meses o semanas antes de la fecha de entrega).

Como las redes deben funcionar de acuerdo con límites de capacidad seguros, los GRT asignan la capacidad de interconexión a los intercambios para la entrega entre las zonas de ofertas. Las zonas de ofertas son áreas de la red que no deben verse afectadas por la congestión estructural. Dependiendo del tipo de mercados mayoristas, se utilizan diferentes métodos de asignación. En los mercados diarios, los GRT venden implícitamente la capacidad de transporte mediante un algoritmo que ajusta la oferta y la demanda de electricidad y la capacidad interzonal. En el mercado a plazo, los derechos de transporte se negocian por separado de la electricidad. Los GRT también pueden adoptar medidas correctoras para resolver las congestiones imprevistas de la red (por ejemplo, la redistribución de la carga y el intercambio compensatorio).

Anexo II — Principales avances en el acoplamiento de los mercados bursátiles de la electricidad

Acoplamiento voluntario del mercado:

• 1996‑2000: Se acoplan los mercados al contado de electricidad noruegos y suecos (Nord Pool – plazos diarios, intradiarios y de balance); Finlandia y Dinamarca se unen a Nord Pool;
• 2006: Bélgica, Francia y los Países Bajos acoplan sus mercados (Acoplamiento Trilateral de Mercados);
• 2010: Alemania y Luxemburgo se unen al Acoplamiento Trilateral de Mercados (formando Europa Occidental Continental, es decir, Europa centro-occidental);
• 2012: Acoplamiento de Chequia, Hungría y Eslovaquia;
• 2013: Austria se une a Europa centro-occidental;
• 2014: Acoplamiento de Europa centro-occidental, Reino Unido, Nord Pool, Estonia, Letonia y Lituania; acoplamiento de España y Portugal con Europa centro-occidental; acoplamiento de Hungría con Rumanía (formando el acoplamiento 4M MC);
• 2015: Acoplamiento de Italia con Francia, Austria y Eslovenia (formando una zona de acoplamiento multirregional con 19 Estados miembros acoplados);
• 2015: Europa centro-occidental aplica el acoplamiento del mercado basado en los flujos.

Acciones obligatorias (tras la adopción de las directrices de mercado y los términos, condiciones y metodologías):

• 2018: Acoplamiento de los mercados intradiarios de quince Estados miembros (Europa centro-occidental más otros Estados miembros continentales);
• 2019: Otros siete Estados miembros se unen al acoplamiento intradiario;
• 2020: Acoplamiento diario de Italia y Grecia;
• 2021: Acoplamiento diario de Grecia y Bulgaria; proyecto de acoplamiento provisional diario de 4M MC a zona de acoplamiento multirregional; acoplamiento diario de Rumanía y Bulgaria; acoplamiento intradiario de Italia a los otros veintidós Estados miembros acoplados.

Anexo III — Resumen de los requisitos principales incluidos en las directrices de red

Anexo IV — Organigrama de la ACER

Anexo V — Visión general de la supervisión de las zonas de ofertas de la ACER

Las zonas de ofertas son áreas geográficas dentro de las cuales los participantes en el mercado pueden comerciar con electricidad sin tener que adquirir capacidad de transporte para permitir sus transacciones. La directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de la congestión establece que la asignación de capacidades a los participantes en el mercado debe basarse en la libre fijación de precios de la congestión del transporte en las fronteras entre las zonas de ofertas. Una configuración adecuada de las zonas de ofertas puede aumentar la capacidad de transporte disponible para el comercio y, en última instancia, el comercio transfronterizo y la competencia. Las zonas de ofertas pueden modificarse dividiendo, fusionando o ajustando los límites de las zonas.

La directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de la congestión exige a la ACER que:

• evalúe el impacto de la configuración de las zonas de ofertas en la eficiencia del mercado cada tres años («informe sobre el mercado»), basándose en un informe técnico de la REGRT de Electricidad;
• desencadene una revisión de las configuraciones de las zonas de ofertas existentes por parte de los respectivos GRT en caso de que se identifiquen ineficiencias en el mercado.

La directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones no establece la configuración de las zonas de oferta, pero permite que la ACER, las autoridades nacionales competentes, los GRT y los Estados miembros de una región de cálculo de la capacidad soliciten a los respectivos GRT que inicien una revisión de las configuraciones de las zonas de ofertas existentes. Sobre la base de dicha revisión, los GRT presentarán una propuesta conjunta, sobre la que decidirán los respectivos Estados miembros.

La ACER presentó dos informes de mercado (en 2018 y 2021), tal y como exige la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones. Además, la ACER dirigió un proyecto piloto conjunto con la REGRT de Electricidad sobre la evaluación y la revisión de las zonas de ofertas (que se puso en marcha en 2012, antes de la adopción de la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, y que finalizó en 2018).

A pesar de aportar pruebas sobre las ineficiencias durante tres años (2015‑2017), tal y como estipula la directriz, la evaluación global de la ACER de 2018 no fue concluyente en lo que respecta a la necesidad de modificar cualquier zona de ofertas específica. Tras su evaluación, la ACER no desencadenó una revisión en 2018 y proporcionó recomendaciones genéricas para nuevas investigaciones.

Encontramos dos tipos de causas para la falta de conclusiones claras:

• la ACER argumentó que se debía a la insuficiencia de datos e información, incluidas las pruebas insuficientes proporcionadas por la REGRT de Electricidad.
• La evaluación de la ACER se basó en el informe de revisión de 2018 de la REGRT de Electricidad que cubría solo algunas regiones de la UE (solicitado por la ACER en el marco del proyecto piloto) en lugar del informe técnico de la REGRT de Electricidad (entregado en octubre de 2018), debido al retraso de la REGRT de Electricidad con este informe (plazo legal superado en tres meses). /li>

Además, las lagunas en el marco jurídico no contribuyeron a la claridad de los argumentos y conclusiones de la ACER. La directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones no define el concepto de zona de oferta y no estipula criterios específicos para las evaluaciones de la ACER de las zonas de ofertas. No está claro si el informe sobre el mercado evaluó plenamente el impacto de la configuración en la eficiencia del mercado: la ACER no aplicó criterios como la liquidez y el poder de mercado (aunque se mencionan en la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, véase el artículo 33).

La ACER llevó a cabo una segunda evaluación de las zonas de ofertas en 2021 (que abarcaba el período 2018‑2020). Fue ineficaz y poco concluyente. De hecho, se solapó con la revisión en curso de las zonas de ofertas desencadenada por la aplicación del Reglamento sobre la electricidad iniciado en 2020 (artículo 14). Además, la ACER reiteró la conclusión de que, hasta ahora, las configuraciones de las zonas de ofertas no han reflejado las congestiones estructurales subyacentes, sino que lo más habitual es que sigan las fronteras nacionales. El informe demostró que varias regiones obtuvieron malos resultados en términos de eficiencia del mercado. Sin embargo, una vez más, el segundo informe no recomendaba ningún cambio de configuración, sino únicamente estudios más detallados.

No existe ningún requisito legal para que la ACER proporcione una evaluación ex post de las revisiones de las zonas de ofertas. Sin embargo, el informe de mercado de la ACER publicado en 2018, así como el informe de seguimiento de la aplicación sobre las directrices sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones y sobre la asignación de capacidad a plazo (2019), proporcionaron sugerencias para los cambios de la Comisión en el proceso de revisión de las zonas de ofertas, basándose en las lecciones aprendidas del proyecto piloto. Las sugerencias de la ACER fueron impactantes: el nuevo Reglamento sobre la electricidad (artículo 16) exige la puesta en marcha de un proceso de revisión con características más específicas (por ejemplo, pasos y plazos más claros, aprobación de la metodología por parte de la ACER, etc.). Sin embargo, sigue sin estar claro hasta qué punto los procedimientos y criterios del proceso de revisión definidos en la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones siguen siendo aplicables, tanto a esta revisión rediseñada como a otras en un futuro próximo. La directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones no se ha modificado a partir de estos nuevos requisitos del Reglamento sobre la electricidad.

Este nuevo proceso de revisión (desencadenado por el artículo 16 de la refundición del Reglamento sobre la electricidad) se ha retrasado considerablemente (más de un año) debido a las solicitudes adicionales de información de la ACER, con objeto de poder decidir sobre las configuraciones alternativas que se tendrán en cuenta en la próxima revisión de las zonas de ofertas por parte de los GRT.

Anexo VI — Participación de las autoridades nacionales competentes en el Grupo de Trabajo de Electricidad de la ACER (2019‑2021)

Anexo VII — Decisiones de ejecución de las autoridades nacionales competentes sobre el RITME – Mercado mayorista de la electricidad (situación a fecha 4 de junio de 2022)

Anexo VIII — Número total de nuevos casos de posible infracción del RITME por año y por autoridad nacional competente

Anexo IX — El sitio web de la ACER: una herramienta clave de transparencia ineficaz

El sitio web de la ACER no está a la altura de las expectativas si se compara con el de la Comisión o el de otras agencias de la UE. Por ejemplo:

• El sitio web no es fácil de consultar. En comparación con los sitios web de la Comisión o de la ESMA, la herramienta de búsqueda para todo el sitio web es imprecisa y a menudo no devuelve ningún resultado cuando se busca un documento específico. Al no disponer de opciones de filtrado, los usuarios externos no pueden recuperar lotes de documentos basados en criterios específicos. La herramienta de filtrado que se supone que permite a los usuarios externos buscar notificaciones de las autoridades nacionales competentes específicas relacionadas con los términos, condiciones y metodologías no funciona¹²².
• No todos los términos, condiciones y metodologías están disponibles públicamente en el sitio web de la ACER, y no se indica qué versiones están en vigor y cuáles han sido remplazadas.
• El sitio web no ofrece detalles sobre cómo solicitar a la ACER el acceso a los documentos que no son directamente accesibles.
• La ACER no publica documentos sobre las actividades de los grupos de trabajo, los grupos operativos o los grupos de expertos de la ACER: por ejemplo, las actas o los órdenes del día de las reuniones, la lista de participantes en las reuniones, los planes de acción, los resultados o los informes. Las normas internas de la ACER exigen transparencia en lo que respecta a las reuniones con organizaciones y autónomos¹²³.
• Las actas de las reuniones del consejo de reguladores no documentan qué autoridades nacionales competentes votaron en contra de decisiones y dictámenes específicos, ni por qué.
• Algunos documentos cuya publicación es un requisito legal directamente no se publican¹²⁴. Por ejemplo, los documentos de referencia de las reuniones del Consejo de Administración o del consejo de reguladores¹²⁵. Además, algunas decisiones del director o del Consejo de Administración no estaban disponibles¹²⁶, y el consejo de reguladores no publicó ningún documento oficial en 2022¹²⁷.
• Los datos de cada informe de seguimiento del mercado, por ejemplo, se adjuntan a la respectiva edición del informe de seguimiento del mercado, en lugar de crear una única base de datos en la que se puedan realizar búsquedas basadas en filtros y que pueda generar series temporales¹²⁸.
• La ACER no publica ningún dato de la base de datos del RITME (véase el apartado 114) y no se publican algunos datos del informe de seguimiento del mercado¹²⁹ (no hay ninguna justificación disponible públicamente).

Siglas y abreviaturas

ACER: Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía

ANC: Autoridad nacional de reglamentación

DG Competencia: Dirección General de Competencia de la Comisión

DG Energía: Dirección General de Energía de la Comisión

Directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones: Directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones

ESMA: Autoridad Europea de Valores y Mercados

GRD: Gestor de red de distribución

GRT: Gestor de red de transporte

Informe de aplicación y supervisión: Informe de aplicación y supervisión

OCDE: Organización de Cooperación y Desarrollo Económicos

Operador designado para el mercado de la electricidad: Operador designado para el mercado de la electricidad

Reglamento/Directiva sobre la electricidad: Reglamento/Directiva sobre la electricidad

REGRT de Electricidad: Red Europea de Gestores de Redes de Transporte

RITME: Reglamento sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía

Términos, condiciones y metodologías: Términos, condiciones y metodologías

UE-GRD: Gestores de redes de distribución europeos

Glosario

Capacidad de transporte: La cantidad de energía que puede transportarse entre zonas de ofertas en la red eléctrica.

Congestión de la red: La situación en la que el suministro de electricidad supera la capacidad de la red.

Extrabursátil: El comercio entre los participantes del mercado, bilateralmente o a través de un agente, sin la participación de un mercado bursátil de la electricidad.

Gestor de red de transporte: La empresa responsable de la red nacional de alta tensión.

Interconector: El enlace físico de la red de transporte entre dos zonas de ofertas o países.

Mercado a plazo: El mercado en el que la electricidad y los derechos de transporte se negocian con días, semanas o meses de antelación.

Mercado de balance: El mercado para comercializar la energía necesaria para equilibrar la oferta y la demanda en la red eléctrica en tiempo real, gestionado por los gestores de red de transporte.

Mercado de electricidad: El mercado virtual para el comercio mayorista de electricidad de acuerdo con reglas formales.

Mercado diario: El mercado en el que se negocia la electricidad y la capacidad de transporte un día antes del día de entrega.

Mercado intradiario: El mercado en el que la electricidad y la capacidad de transporte se negocian el mismo día que la entrega de electricidad.

Mercado mayorista de electricidad: El mercado en el que se negocia la electricidad entre las empresas de generación y las empresas minoristas, en el que también participan los intermediarios financieros, los comerciantes de energía y los grandes consumidores.

Términos, condiciones y metodologías: Las especificaciones técnicas que complementan los códigos de red y las directrices, y que son necesarias para su aplicación.

Zona de ofertas: La mayor zona geográfica en la que los participantes en el mercado pueden intercambiar energía sin tener que adquirir capacidad de transporte.

Respuestas de la Comisión

https://www.eca.europa.eu/es/Pages/DocItem.aspx?did=63214

Respuestas de la ACER

https://www.eca.europa.eu/es/Pages/DocItem.aspx?did=63214

Cronología

https://www.eca.europa.eu/es/Pages/DocItem.aspx?did=63214

Equipo de auditoría

En los informes especiales del Tribunal de Cuentas Europeo se exponen los resultados de sus auditorías de las políticas y programas de la UE o de cuestiones de gestión relativas a ámbitos presupuestarios específicos. El Tribunal selecciona y concibe estas tareas de auditoría con el fin de que tengan el máximo impacto teniendo en cuenta los riesgos relativos al rendimiento o a la conformidad, el nivel de ingresos y de gastos correspondiente, las futuras modificaciones y el interés político y público.

Esta auditoría de gestión fue realizada por la Sala IV, Regulación de mercados y economía competitiva, presidida por Mihails Kozlovs, Miembro del Tribunal de Cuentas Europeo. La auditoría fue dirigida por Mihails Kozlovs, Miembro del Tribunal de Cuentas Europeo, con la asistencia de Edite Dzalbe, jefa de Gabinete, y Laura Graudina, agregada de Gabinete; Valeria Rota y Juan Ignacio González Bastero, gerentes principales; Stefano Sturaro, jefe de tarea; Adrian Savin, jefe de tarea adjunto; Marc Hertgen y Satu Levelä-Ylinen, auditores. Richard Moore y Laura Mcmillan prestaron apoyo lingüístico. Zsolt Varga proporcionó apoyo de datos.

De izquierda a derecha: Adrian Savin, Stefano Sturaro, Laura Graudina, Mihails Kozlovs, Edite Dzalbe y Juan Ignacio González Bastero.

Notas finales

¹ Estrategia energética de la UE (2015), p. 3.

² Informe de la Comisión al Parlamento Europeo, al Consejo, al Comité Económico y Social Europeo y al Comité de las Regiones «Informe de 2020 sobre el estado de la Unión de la Energía, de conformidad con el Reglamento (UE) 2018/1999, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima», 14.10.2020 COM(2020) 950 final, p. 10.

³ Artículo 194 del TFUE.

⁴ Reglamento (UE) 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, por el que se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía.

⁵ Reglamento (UE) 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía.

⁶ https://www.acer.europa.eu/

⁷ https://www.entsoe.eu/

⁸ COM(2021) 660 final, de 13 de octubre de 2021: Un conjunto de medidas de actuación y apoyo para hacer frente al aumento de los precios de la energía.

⁹ COM(2022) 108 final de 8 de marzo de 2022: REPowerEU: Acción conjunta para una energía más asequible, segura y sostenible.

¹⁰ https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/es/ip_22_3131

¹¹ Dictamen 04/2022 – REPower EU.

¹² Tribunal de Cuentas Europeo, Informe Especial n.º 16/2015, apartados 113 y 115.

¹³ Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones.

¹⁴ Reglamento (UE) 2016/1719 de la Comisión, de 26 de septiembre de 2016, por el que se establece una directriz para la asignación de capacidad a plazo.

¹⁵ Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico.

¹⁶ Conclusiones adoptadas por el Consejo Europeo el 4 de febrero de 2011.

¹⁷ Informe de seguimiento del mercado eléctrico de la ACER, 2013, apartado 288.

¹⁸ ACER’s final assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design, abril de 2022, p. 22.

¹⁹ Informe de seguimiento del mercado eléctrico de la ACER, 2020 – mercado mayorista de la electricidad, p. 53.

²⁰ ACER’s Final Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design (2022), p. 37 y 44.

²¹ https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/8fca26ef-8791‑7da0‑1fa2-e64518b4ebf8

²² Artículo 16, apartado 3, del antiguo Reglamento sobre la electricidad, y apartado 1, párrafo 7 del Anexo I; artículo 16, apartado 4, del Reglamento sobre la electricidad actual.

²³ Informe de seguimiento del mercado de la ACER de 2016.

²⁴ https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/Publications/ENTSO-E general publications/ENTSO-E_PowerFacts_2019.pdf

²⁵ Conclusiones del Consejo Europeo de 15‑16 de marzo de 2002 y de 23‑24 de octubre de 2014.

²⁶ Considerando 74 del Reglamento sobre la electricidad.

²⁷ Artículo 288 del TFUE.

²⁸ «Recomendación del Consejo de la OCDE sobre Política y Gobernanza Regulatoria», 2012.

²⁹ https://www.acer.europa.eu/events-and-engagement/news/acer-provides-recommendation-reasoned-amendments-capacity-allocation-and congestion management regulation

³⁰ Véase, por ejemplo, el artículo 9, apartado 11 de la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones.

³¹ La «caja de herramientas para legislar mejor» de la Comisión.

³² Adapting market design to high shares of variable renewable energy, (IRENA, 2017), artículo 2, apartado 2.

³³ REPowerEU: Acción conjunta para una energía más asequible, segura y sostenible [COM(2022) 108 final].

³⁴ https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/38fbccf2‑35de-11eb-b27b-01aa75ed71a1/language-en

³⁵ Informe de seguimiento del mercado de la ACER de 2013, apartado 237.

³⁶ https://documents.acer.europa.eu/en/The_agency/Organisation/Documents/ Energy Prices_Final.pdf

³⁷ Investment perspectives in electricity markets (SWD(2016) 142) [SWD(2015) 142].

³⁸ https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/be5268ba-3609‑11ec-bd8e-01aa75ed71a1/language-en

³⁹ OECD Best Practice Principles for Regulatory Policy Regulatory Enforcement and Inspections, 2014.

⁴⁰ «Recomendación del Consejo de la OCDE sobre Política y Gobernanza Regulatoria», 2012.

⁴¹ Artículo 5, apartado 1, letra e), del Reglamento de la ACER (UE) 2019/942 y artículo 6, apartado 6, del antiguo Reglamento (CE) 713/2009 de la ACER.

⁴² Artículo 14, apartado 2, del Reglamento de la ACER (UE) 2019/942 y artículo 10, apartado 2, del antiguo Reglamento (CE) 713/2009 de la ACER.

⁴³ Artículo 11 del antiguo Reglamento sobre la electricidad y artículo 15 del Reglamento sobre la electricidad en vigor.

⁴⁴ Artículo 17 del TFUE.

⁴⁵ COM(2015) 80 final.

⁴⁶ Artículo 32 de la Decisión 8/2019 del Tribunal Administrativo sobre el Reglamento Financiero de la ACER.

⁴⁷ Se han creado Comités Europeos de Partes Interesadas para informar y consultar a las partes interesadas sobre los requisitos incluidos en los códigos de red y las directrices de electricidad durante el período de aplicación. Desde 2015, la ACER y la REGRT de Electricidad han coorganizado tres Comités Europeos de Partes Interesadas, uno por cada familia de códigos (mercado, operación del sistema, conexión a la red).

⁴⁸ https://ec.europa.eu/info/events/european-electricity-regulatory-forum-florence-forum_en#past-events

⁴⁹ https://www.entsoe.eu/network_codes/esc/#network-code-implementation-and-monitoring-group

⁵⁰ La REGRT de Electricidad publica un informe anual sobre la aplicación de las directrices sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones y sobre la asignación de la capacidad a plazo titulado «Informe del mercado (2016‑2021)» y dos informes sobre la directriz del mercado de balance (2020, 2022): https://www.entsoe.eu/network_codes/monitoring/.

⁵¹ https://surveys.acer.europa.eu/eusurvey/runner/ACERnotification

⁵² Véase el apartado 123 del informe ACER implementation report on CACM/FCA guidelines: Debido a la falta de recursos, la ACER no pudo seguir activamente todos los debates en todas las regiones de cálculo de capacidad.

⁵³ MMR – wholesale electricity markets 2020, p. 15 (cuadros i y ii).

⁵⁴ https://www.eia.gov/

⁵⁵ De acuerdo con el Reglamento de la Comisión (UE) n.º 543/2013.

⁵⁶ A review of the ENTSO-E Transparency Platform - Output 1' (2017).

⁵⁷ ACER report on the result of monitoring the margin available for cross-zonal electricity trade in the EU in the second half of 2020.

⁵⁸ Artículo 11, apartado 3, del antiguo Reglamento sobre la electricidad y artículo 15, apartado 3, del nuevo Reglamento sobre la electricidad.

⁵⁹ Artículo 34, apartado 7, de las directrices sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones.

⁶⁰ Dictamen 6/2019 de la ACER.

⁶¹ Artículo 16 de la refundición del Reglamento sobre la electricidad.

⁶² ACER Recommendation 1/2019 on the implementation of the minimum margin available for cross-zonal trade; dos informes ACER Reports on the result of monitoring the margin available for cross-zonal electricity trade in the EU (publicados en 2020 y 2021).

⁶³ El artículo 15 de la refundición del Reglamento sobre la electricidad solo exige a los GRT que remitan sus evaluaciones anuales de cumplimiento y los planes de cumplimiento a la ACER.

⁶⁴ ACER Recommendation 1/2019 on the implementation of the minimum margin available for cross-zonal trade pursuant to Article 16(8) of Regulation (EU) 2019/943.

⁶⁵ Artículo 37, apartado 4, letra d), de la Directiva 2009/72/CE.

⁶⁶ Reglamento (UE) n.º 1227/2011, considerandos (1), (2) y (3).

⁶⁷ Artículo 18 del RITME.

⁶⁸ Informe trimestral sobre los mercados europeos de la electricidad – T4 2020.

⁶⁹ REMIT Quarterly Q2/2022; 6th REMIT Forum, diapositiva 86 de la presentación.

⁷⁰ Artículo 4 del Reglamento de Ejecución (UE) n.º 1348/2014 de la Comisión.

⁷¹ No-action relief letters of 7 January 2015 (ACER-VZ-pp 2015‑3), 15 de diciembre 2016 (ACER-VZ-MG-mm-up-201 6‑662) y 14 de diciembre de 2017 (ACER-VZ-MG-tl-653). Desde 2018, las cartas de exención de la obligación de actuar se interrumpieron, aunque la política se mantuvo. Simplemente se añadió al documento de programación, por ejemplo, en el artículo 2, apartado 10, de la página 115 del documento de programación de 2019: Además, la Agencia no solicitará la notificación de los contratos notificables a petición de la Agencia según el artículo 4, apartado 1, del Reglamento de Ejecución (UE) n.º 1348/2014 de la Comisión en 2019.

⁷² Artículo 4 del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁷³ Artículo 2, apartado 1, del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁷⁴ Es decir, información relacionada con la capacidad y el uso de las instalaciones de producción, almacenamiento, consumo o transporte de electricidad, incluida la indisponibilidad prevista o no de estas instalaciones.

⁷⁵ Artículo 10 del Reglamento de Ejecución (UE) n.º 1348/2014 de la Comisión.

⁷⁶ Artículo 7, apartado 3, del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁷⁷ Carta abierta sobre la divulgación de información privilegiada y el uso de plataformas de información privilegiada, de 30 de mayo de 2018 – ACER-VZ-az-jws-tl-2018‑266.

⁷⁸ ACER Guidance on the application of Regulation (EU) 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency 6th Edition, apartado 4.2.1.

⁷⁹ https://www.acer-remit.eu/portal/list-inside-platforms

⁸⁰ Artículo 16, apartado 1, del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁸¹ Artículo 10 del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁸² Artículo 12, apartado 1, del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁸³ AT, FR, Sl, DK, DE, SE, NL HU, FI, BE.

⁸⁴ IT, LT, RO, LV, CZ – Presentación de la ACER de 4 de marzo de 2021.

⁸⁵ Foro del RITME de 2021 – Sesión especial: REMIT data and technology – REMIT data features – diapositiva 3.

⁸⁶ Artículo 12, apartado 2, del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁸⁷ ACER Programming Document 2020‑2022, p. 79.

⁸⁸ Foro del RITME de 2021, Sesión especial: REMIT data and technology – Information Management and Technology, diapositiva 7.

⁸⁹ Informe anual del RITME de 2016, p. 25.

⁹⁰ Informe anual de actividades consolidado de 2017, p. 8.

⁹¹ Informe anual de actividades consolidado de 2020, p. 34.

⁹² Informe anual de actividades consolidado de 2020, p. 33.

⁹³ La vigilancia del mercado de la ACER empezó en el último trimestre de 2017.

⁹⁴ Artículo 13 del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁹⁵ Artículo 16, apartado 4, del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁹⁶ Artículo 16, apartado 1, del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁹⁷ Artículo 16, apartado 4, del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

⁹⁸ Guidance Note 1/2017 – Wash Trades; Guidance Note 1/2018 – Transmission Capacity Hoarding; Guidance Note 1/2019 – Layering and Spoofing.

⁹⁹ Artículo 18 del Reglamento (UE) n.º 1227/2011.

¹⁰⁰ 1/3 of the NRAs highlighted a lack of resources (funding) which in their view is not consistent with NRA independence principles, Informe del Consejo de Reguladores Europeos sobre el control de la independencia de las autoridades nacionales competentes, abril de 2021, p. 7.

¹⁰¹ Informe anual de actividades consolidado de 2020, p. 17.

¹⁰² Informe anual de actividades consolidado de 2020, p. 33.

¹⁰³ Resoluciones de BNETZ (autoridad nacional competente de Alemania) de 30 de septiembre de 2021 contra Energy Denmark A/S (Dinamarca) por 200 000 euros y Optimax Energy GmbH (Alemania) por 175 000 euros.

¹⁰⁴ Refundición del Reglamento n.º 942/2019 de la ACER, considerando 37.

¹⁰⁵ Budget and staffing needs for the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER), PE 658.177, noviembre de 2020.

¹⁰⁶ Desde septiembre de 2010, la ACER ha externalizado sus cálculos de salarios y derechos del personal a la Oficina de Gestión de Proyectos (PMO) y, desde septiembre de 2017, ha externalizado su contabilidad a la DG Presupuestos. También ha externalizado el apoyo, el mantenimiento y el desarrollo informático a contratistas externos (software e infraestructura de ARIS) y a la Comisión (ABAC, ARES, SYSPER).

¹⁰⁷ Decisión (UE) 2020/2152 de la Comisión, de 17 de diciembre de 2020.

¹⁰⁸ Informe anual de actividades consolidado de 2020.

¹⁰⁹ Informe anual de actividades consolidado de 2021, p. 84.

¹¹⁰ Reglamento de la ACER (UE) n.º 2019/942, considerando 33.

¹¹¹ «Recomendación del Consejo de la OCDE sobre Política y Gobernanza Regulatoria», 2012.

¹¹² «Recomendación del Consejo de la OCDE sobre los códigos y las directrices de la OCDE para gestionar el conflicto de intereses en el sector público», 2003.

¹¹³ Artículo 15 del TFUE.

¹¹⁴ Artículo 14, apartado 2, del Reglamento 942/2019 (Refundición del Reglamento ACER).

¹¹⁵ Artículo 22 del antiguo Reglamento sobre la electricidad y artículo 66 del Reglamento sobre la electricidad.

¹¹⁶ Reglamento (UE) n.º 1095/2010 por el que se crea una Autoridad Europea de Supervisión (Autoridad Europea de Valores y Mercados), artículos 14, 15 y 16. Se pueden encontrar disposiciones similares en los Reglamentos de la Autoridad Bancaria Europea (ABE) y la Autoridad Europea de Seguros y Pensiones de Jubilación (AESPJ).

¹¹⁷ Por ejemplo, las autoridades nacionales competentes ya no pueden votar en los paneles sobre casos de «infracción del Derecho de la Unión» que les conciernen (artículo 41 del Reglamento de la ESMA).

¹¹⁸ Decisión 02/2015 del Consejo de Administración de la ACER.

¹¹⁹ Véase también la Evaluación de la Comisión del tercer paquete energético: SWD(2016) 412 final, [Documento de trabajo de los servicios de la Comisión(2016) 412 final], artículo 7, apartado 1, párrafo 1.

¹²⁰ https://documents.acer.europa.eu/Official_documents/BoR/Meeting_Docs/A21-BoR-98‑02.pdf

¹²¹ La capacidad de transporte neta representa la cantidad máxima de energía calculada ex ante que puede transportarse a través de un interconector en una determinada dirección, cuando se descuenta el margen de fiabilidad (es decir, el factor de seguridad).

¹²² https://surveys.acer.europa.eu/eusurvey/publication/ACERnotification

¹²³ Decisión del director 2017‑35 sobre la publicación de información sobre las reuniones con organizaciones o autónomos.

¹²⁴ Artículo 14, apartado 4, del Reglamento (UE) n.º 2019/942 y artículo 10, apartado 4, del antiguo Reglamento (CE) n.º 713/2009

¹²⁵ Por ejemplo, el informe de la ACER sobre el uso de los ingresos por congestión en 2020.

¹²⁶ Por ejemplo, no se ha publicado ninguna decisión oficial del director sobre la creación del Comité del RITME.

¹²⁷ https://acer.europa.eu/the-agency/organisation-and-bodies/board-of-regulators/bor-official-documents

¹²⁸ Por ejemplo, https://ec.europa.eu/energy/data-analysis/energy-union-indicators/scoreboard_en

¹²⁹ Informe de seguimiento del mercado – mercados mayoristas de la electricidad 2020, p. 15 (datos para los cuadros i y ii).

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